BR102013012413B1

BR102013012413B1 - Sistema de transferência híbrido reverso

Info

Publication number: BR102013012413B1
Application number: BR102013012413-3A
Authority: BR
Inventors: Jean Cutrim Lopes
Original assignee: Petróleo Brasileiro S.A. / Petrobras
Priority date: 2013-05-20
Filing date: 2013-05-20
Publication date: 2021-09-08
Also published as: US20160168920A1; NO347776B1; WO2014188165A3; WO2014188165A2; BR102013012413A2; NO20151695A1

Abstract

sistema de transferência híbrido reverso a presente invenção se refere a um sistema de transporte de fluido petrolífero utilizando riser, capaz de operar com fluidos agressivos, e em regiões de geografia submarina acidentada, mas utilizando componentes e conexões de baixo custo e complexidade. o sistema é constituído por uma primeira porção superior, e, tubulação de aço, em uma configuração tipo "lazy-wave", e uma segunda porção inferior, em tubulação flexível, em um azimute elevado no ponto de contato com o solo marinho.

Description

CAMPO DA INVENÇÃO

A presente invenção refere-se a um sistema de transporte de fluido petrolífero utilizando riser, capaz de operar com fluidos agressivos, e em regiões de geografia submarina acidentada, mas empregando componentes e conexões de baixo custo e complexidade. O referido sistema, devido a sua simplicidade de instalação, aumenta a segurança do empreendedor quanto à execução da obra de implementação, que terá sua licença aprovada pelos órgãos ambientais de fiscalização.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

Em sistemas marítimos de produção, o petróleo produzido nos poços localizados no fundo do oceano é transportado até uma unidade estacionária de produção (UEP) por meio de tubulações. Este conjunto de tubulações formado por linhas umbilicais eletro-hidráulicas, de injeção de gás e de água, e de bombeamento de óleo e gás, é convencionalmente denominado: linhas do sistema de produção.

Este conjunto de tubulações, que constituem as linhas de produção, se subdivide basicamente em duas porções distintas: - A primeira porção, preponderantemente horizontal, denominada “trecho horizontal” é estática e conhecida especificamente no jargão técnico por “flowline”. - A segunda porção, é constituída por uma tubulação preponderantemente vertical, conectada à extremidade do trecho horizontal e que ascende do leito do mar até ao casco da unidade flutuante onde se acoplará é denominada “trecho vertical” conhecida e doravante denominada pelo seu jargão técnico: “riser”.

O termo vertical aqui empregado não deve ter uma interpretação rigorosa, uma vez que a distância entre a plataforma e o ponto de conexão ao “flowline”, aliada ao peso do próprio riser obriga que este trecho assuma uma configuração substancialmente curva conhecida como catenária. O ângulo desta catenária é definido em projeto e depende de diversos fatores.

Os risers podem ser do tipo rígido ou flexível, e são afixados à unidade flutuante por meio de estruturas de ancoragem especialmente projetadas para sustentar e resistir aos seus esforços de tração, resultantes do peso próprio, mais a dinâmica dos movimentos. As forças horizontais e os momentos fletores que completam o equilíbrio de forças no riser são absorvidos junto a estruturas específicas providas à (UEP). Estas estruturas específicas de ancoragem são conhecidas como suportes de risers quando utilizadas nos risers do tipo flexíveis.

Pôde-se verificar que existem movimentos relativos dos risers em relação aos suportes, e esses são resultantes de diversos movimentos impostos aos próprios risers ou às unidades flutuantes. Os movimentos são gerados pela atuação das correntes marinhas, das diferenças de marés, das ondas e a diversos outros fatores, que atuam simultaneamente nas estruturas. Desse modo o ângulo da catenária projetado no ponto de acoplagem altera-se constantemente, mas sempre dentro de uma faixa determinada e esperada. Da mesma forma, na porção inferior do riser, no ponto de contato com o solo ou na conexão de fundo, também são registrados os mesmos movimentos e consequentemente variações angulares equivalentes.

Os risers rígidos podem ser considerados elementos tubulares esbeltos confeccionados em aço. São classificados como rígidos, pois possuem maior resistência à deflexão que os risers ditos flexíveis, que são confeccionados com camadas trançadas de tiras de aço intercaladas por polímeros.

Quando comparados aos risers flexíveis, os risers rígidos possuem um menor custo. Também são capazes de resistir bem mais quando expostos a altas pressões submarinas, e apresentam uma grande durabilidade mesmo quando operam com um fluxo de fluido rico em contaminantes, ou com baixo pH, ou mesmo fluido com uma temperatura alta.

Estas três variáveis são extremamente agressivas aos risers flexíveis, pois alteram as propriedades mecânicas dos seus componentes poliméricos e metálicos, tornando-os mais vulneráveis às tensões de operação, principalmente em regiões onde ocorrem as maiores concentrações de esforços, como em pontos próximo aos suportes na (UEP).

Dentre as configurações para risers, no Brasil a mais utilizada, por ser de maneira geral de menor custo e simples de instalar, é a configuração em catenária livre. Há também algumas configurações para quando o peso do riser se torna crítico em lâminas de água maiores. Para casos como estes, podem ser utilizadas bóias afixadas à porção média do riser, que alteram o seu azimute no ponto de contato com o solo marinho.

Esta técnica, conhecida na indústria petrolífera como “lazy-wave”, também proporciona uma redução da carga na extremidade superior do riser.

Diante das necessidades de produção em campos mais profundos, muitas variações de configurações de risers foram desenvolvidas de modo a viabilizar a produção de petróleo nestes novos cenários. Dentre os vários tipos de configurações para campos profundos, podemos destacar os que utilizam risers rígidos, como por exemplo: Riser Rígido com Tração de Topo (TTR, do inglês Top Tensioned Riser), SCR (Steel Catenary Riser) e configurações híbridas constituídas de partes de riser rígido e partes de riser flexível.

É comum encontrar estas configurações híbridas providas com as citadas bóias, em configurações do tipo “lazy-wave”, ou suas variantes. Basicamente, estes sistemas são compostos por risers flexíveis na porção superior do sistema e de risers rígidos na porção inferior. Esta porção de risers rígidos pode adquirir a configuração completamente vertical, preponderantemente vertical ou mesmo catenária tradicional.

Uma das maiores vantagens deste tipo de configuração é que os efeitos devido aos movimentos dinâmicos da unidade flutuante e das correntezas ficam concentrados na porção superior flexível do riser, estando à porção rígida melhor resguardada da maior parte desses movimentos cíclicos, minimizando assim a falha por fadiga desta porção do riser.

Em particular, o Riser Híbrido Auto-sustentável (RHAS) ou “riser-tower”, constituído de um riser rígido em posição vertical suportado por uma bóia de subsuperfície e conectado à unidade flutuante através de um riser flexível é uma configuração em estudo para aplicação em águas ultraprofundas.

A vantagem deste sistema é permitir um arranjo submarino mais enxuto, sem congestionamento de linhas no inicio da subida dos risers. Também elimina a possibilidade do risco de colisão entre risers a meia- água. Porém, o sistema apresenta a desvantagem do custo em relação a outras configurações de risers existentes. Deve-se deixar ressaltado que o processo de instalação de um riser híbrido auto-sustentável pode exigir o uso de grandes canteiros de obra com ligação ao mar. Tal tipo de empreendimento possui potenciais problemas de licenciamento junto a órgãos ambientais, principalmente se houver formações de corais em seu raio de ação.

Outra solução que seria mais adequada atualmente para campos profundos e terrenos acidentados é o sistema “steep-wave”.

A configuração constitui-se de uma linha rígida na porção inferior do riser na configuração de “lazy-wave” tradicional, com a diferença do riser rígido não tocar no solo em nenhum ponto, e ser provido com uma conexão vertical junto ao solo marinho.

A vantagem deste sistema consiste em eliminar a região de chegada do riser ao leito marinho, principalmente quando o relevo marinho apresenta depressões e falhas geológicas significativas na região desejada de assentamento do riser. Esta solução pode permitir a chegada de linhas à unidade flutuante de produção em azimutes inviáveis para outras configurações por causa do relevo marinho. No entanto o emprego de linhas rígidas na porção inferior do riser neste conceito exige que as conexões de fundo sejam constituídas de equipamentos de conexão que permitam acompanhar o deslocamento do riser. Além disso, os equipamentos têm que garantir um elevado nível de robustez a fim de eliminar possíveis intervenções de manutenção corretiva.

No emprego de linhas rígidas a estrutura mais apropriada para este tipo de conexão seria uma junta flexível, conhecida no meio técnico como “flexjoint”. Mas até mesmo este equipamento, que costuma ser empregado normalmente como conexão de topo de risers rígidos, possui limitações de rotação, além de problemas de confiabilidade. Além de ser uma conexão de custo elevado, outro problema das “flexjoints” é que seus limites de rotação giram em torno de 23°, abaixo dos passeios angulares possíveis para a porção inferior de uma riser em um sistema “steep-wave”. “Flexjoints” que permitem um passeio angular maior e apresenta um custo mais elevado e são constituídas de muitos componentes móveis, aumentando o risco de falhas.

O documento US 6,869,253 revela uma solução em que se aplica uma configuração híbrida com riser rígido na porção superior e riser flexível na porção inferior. A configuração é do tipo torre, e as bóias se localizam na porção flexível do riser. O objeto da invenção não se preocupa com os passeios possíveis do riser e suas influências na durabilidade das conexões.

O documento US 2011/0155383 apresenta uma solução em que a proteção oferecida à conexão é obtida por meio de uma estrutura fixa ao solo marinho, onde a conexão se apóia.

Tanto estas propostas como outras existentes no mercado não apresentam uma solução de baixo custo, e que aproveite tecnologias de conexão baratas e consagradas pela técnica.

Diante desses desafios técnicos, surgiu a preocupação com o desenvolvimento de um sistema “steep-wave” híbrido para grandes profundidades capaz de resistir ao cenário descrito e satisfazer as condições de segurança e durabilidade.

A atual invenção foi desenvolvida a partir da filosofia de utilização de componentes já consagrados pela técnica, simples, de baixo custo, mas que combinados são capazes oferecer mais uma configuração para transporte de fluido petrolífero ao portfólio de opções técnicas disponíveis para a indústria petrolífera.

A invenção descrita a seguir decorre da contínua pesquisa neste segmento, cujo enfoque visa à simplificação da estrutura de modo que possa ser facilmente instalada, atuando equilibradamente mesmo que submetida a movimentos aleatórios.

Outros objetivos que o sistema de transferência híbrido reverso, objeto da presente invenção, se propõem alcançar são a seguir elencados: a) Operar com riser rígido em configuração “steep-wave”; b) Disponibilizar uma configuração de transporte baseado em riser rígido com assentamento em azimute alto; c) Realizar um “steep-wave” com riser rígido e conexão de fundo de baixo custo; d) Realizar um “steep-wave” com riser rígido e conexão de fundo de grande confiabilidade; e) Garantir a durabilidade da conexão de topo e a sustentação do conjunto riser; f) Prover o riser em grande azimute sem necessidade de montar grandes canteiros submarinos de obra; g) Agilizar a liberação da licença ambiental da instalação do projeto.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

Refere-se a presente invenção a um sistema de transferência híbrido reverso para águas profundas capaz de resistir quando expostos a altas pressões submarinas, que apresentam uma grande durabilidade mesmo quando operam com um fluxo de fluido rico em contaminantes, ou com baixo pH, ou mesmo fluido com uma temperatura alta.

Basicamente a invenção proposta é constituída por uma primeira porção superior, em tubulação de aço, a qual compreende até 94% da extensão total do riser, e uma segunda porção inferior, em tubulação flexível. Esta segunda porção compreendendo pelo menos 6% do comprimento total do sistema de transferência híbrido reverso.

Próximo à extremidade inferior da primeira porção superior a tubulação de aço é provida com uma série de bóias de sustentação, de modo que configure uma formação tipo “lazy-wave” na referida porção de tubulação de aço.

A extremidade superior do sistema de transferência híbrido reverso é afixada em uma estrutura flutuante, por meio de estruturas de ancoragem tradicionais para riser rígido.

A extremidade inferior da primeira porção é provida com um conector mecânico simples ao qual é afixada a segunda porção inferior de tubulação flexível.

A extremidade inferior da segunda porção inferior de tubulação flexível do riser, por sua vez, desce até um conector de fundo, mantendo-se em um azimute elevado no ponto de contato com o solo marinho.

O sistema de transferência híbrido reverso apresenta como um todo, uma configuração do tipo “steep-wave”.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

A invenção será descrita a seguir mais detalhadamente, em conjunto com os desenhos abaixo relacionados, apresentados meramente a título de exemplo, os quais acompanham o presente relatório e do qual é parte integrante.

A Figura 1A retrata uma simulação de passeios típicos da configuração “steep-wave”.

A Figura 1B retrata uma segunda simulação de passeios típicos da configuração “steep-wave”.

A Figura 2 retrata o sistema de transferência híbrido reverso, objeto da invenção.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

O sistema de transferência híbrido reverso, objeto da presente invenção, foi desenvolvido a partir de pesquisas que visavam principalmente suprir uma lacuna nas opções atualmente existentes para o de transporte de fluido petrolífero em grandes profundidades, buscando meios de assentar um riser em grande azimute de modo a evitar ou desviar de depressões geológicas, formações de corais ou outras interferências, sem, no entanto, necessitar de prover grandes canteiros submarinos.

A Figura 1A e a Figura 1B mostram gráficos referentes a duas simulações de passeios típicos na configuração “steep-wave”. Essas simulações evidenciam a variação angular imposta na porção inferior do riser, comportamento que se configura como uma restrição pela opção da configuração “steep-wave” quando se desejava especificar risers rígidos como uma característica principal do sistema de transporte a ser adotado.

Alguns fatores de operação podem compor o cenário de um campo de produção, de modo que a melhor opção de material para estruturar o sistema de transporte seria a escolha de tubos rígidos de aço. Os principais fatores que sugerem esta opção são as características do fluido extraído, quando ele se encontra em maior temperatura, ou ricos em contaminantes ou mesmo com baixo valor de pH, fatores que degradam rapidamente a estrutura dos tubos flexíveis, principalmente quando expostos a tensões, como as que ocorrem próximo ao ponto de sustentação do riser.

Por outro lado as tubulações flexíveis são bem resistentes aos movimentos impostos pelos passeios de uma configuração “steep-wave”, demonstrados pelas Figuras 1A e 1B.

O sistema de transferência híbrido reverso (100) agora proposto pode ser compreendido a partir da Figura 2, em que se identifica uma configuração típica de “steep-wave”, mas com até 94% da extensão do riser composta por tubos rígidos de aço, e somente uma pequena porção inferior composta por tubo flexível.

A Figura 2 é apenas uma representação esquemática do sistema de transferência híbrido reverso (100) proposto. Nela podemos identificar uma estrutura flutuante (1) na qual a extremidade superior do sistema de transferência híbrido reverso (100) é afixada por meio de estruturas de ancoragem tradicionais para riser rígido.

O sistema de transferência híbrido reverso (100) é propriamente constituído por uma primeira porção superior (101) de tubulação de aço, que compreende até 94% da extensão total do riser. Próximo a extremidade inferior desta primeira porção superior (101) a tubulação de aço é provida com uma série de bóias de sustentação (102), de modo que configure uma formação tipo “lazy-wave” na tubulação de aço. O empuxo resultante das bóias de sustentação (102) deve ser suficiente para que mantenha a porção de riser abaixo em um azimute elevado, entre 35° e 90°.

A extremidade inferior da primeira porção superior (101) é provida com um conector mecânico (103) simples, como por exemplo, um flange, ao qual é afixada a segunda porção inferior (104) do riser de tubulação flexível. Esta segunda porção inferior (104) representa pelo menos 6% do comprimento total do sistema de transferência híbrido reverso (100) e por meio dele o riser é acoplado ao leito do mar.

A segunda porção inferior (104) de tubulação flexível do riser desce até um conector (105) do tipo MCV (Módulo de Conexão Vertical), comum em linhas flexíveis, e este se comunica por meio de um equipamento, apropriado e comum à técnica, às linhas provenientes do fundo do poço (não representados).

O conector (105) do tipo MCV (Módulo de Conexão Vertical) proposto como conexão de fundo, é um equipamento muito adotado em linhas flexíveis e de desempenho conhecido da técnica, porém normalmente utilizado nas conexões de topo das referidas linhas flexíveis. No sistema de transferência híbrido reverso (100) o conector de fundo (105) do tipo MCV (Módulo de Conexão Vertical) terá sua função exercida no leito do mar, para permitir que a segunda porção inferior (104) de tubulação flexível do riser realize os passeios típicos de uma configuração “steep-wave” com riscos reduzidos de falhas.

O sistema de transferência híbrido reverso (100) ainda prevê o empregado de um restritor de curvatura (106) junto à extremidade inferior da segunda porção inferior (104) do riser. Este dispositivo é de uso comum em linhas flexíveis, e serve para evitar violação do raio de curvatura da linha flexível provocada pela grande movimentação do riser. No sistema proposto apresenta a mesma função, reduzindo o risco de estresse nesta porção flexível do sistema (100).

A solução proposta é a mais adequada para cenários em que o fluido transportado apresente como característica uma maior temperatura, ou seja, rico em contaminantes ou mesmo de baixo pH, e que concomitantemente o assentamento do riser sofra alguma restrição devido ao solo marinho, como depressões, falhas geológicas significativas, ou mesmo presença de corais.

Assim a invenção emprega uma linha flexível no fundo eliminando o emprego de equipamentos de conexão de alta complexidade, apresentando uma solução de baixo custo em arranjos submarinos acidentados e que produza fluidos agressivos.

A invenção foi aqui descrita com referência sendo feita à suas concretizações preferidas. Deve, entretanto, ficar claro, que a invenção não está limitada a essas concretizações, e aqueles com habilidades na técnica irão imediatamente perceber que alterações e substituições podem 5 ser feitas dentro deste conceito inventivo aqui descrito.

Claims

1- SISTEMA DE TRANSFERÊNCIA HÍBRIDO REVERSO, caracterizado por ser constituído por: - uma primeira porção superior (101), em tubulação de aço, a qual compreende até 94% da extensão total do riser, e - uma segunda porção inferior (104), em tubulação flexível, compreendendo pelo menos 6% do comprimento total do sistema de transferência híbrido reverso (100). Sendo que: - próximo à extremidade inferior da primeira porção superior (101), a tubulação de aço é provida com uma série de bóias (102) de sustentação, de modo que configure uma formação tipo “lazy-wave” na referida porção de tubulação de aço; a extremidade superior do sistema de transferência híbrido reverso (100) é afixada a uma estrutura flutuante (1), por meio de estruturas de ancoragem; a extremidade inferior da primeira porção superior (101) é provida com um conector mecânico (103) simples ao qual é afixada a segunda porção inferior (104) de tubulação flexível; - a extremidade inferior da segunda porção inferior (104) de tubulação flexível do riser desce até um conector de fundo (105), e este se comunica por meio de um equipamento apropriado às linhas de fundo; a segunda porção inferior (104) de tubulação flexível se mantém em um azimute elevado no ponto de contato com o solo marinho.

2- SISTEMA DE TRANSFERÊNCIA HÍBRIDO REVERSO, de acordo com a reivindicação principal, caracterizado por o empuxo resultante das bóias de sustentação (102) ser suficiente para que mantenha a segunda porção inferior (104) de tubulação flexível em um azimute elevado, entre 35° e 90°.

3- SISTEMA DE TRANSFERÊNCIA HÍBRIDO REVERSO, de acordo com a reivindicação principal, caracterizado por a extremidade inferior da primeira porção superior (101) ser provida com um conector mecânico (103) simples, tal como um flange.

4- SISTEMA DE TRANSFERÊNCIA HÍBRIDO REVERSO, de acordo com 5 a reivindicação principal, caracterizado por a segunda porção inferior (104) de tubulação flexível do riser descer até um conector de fundo (105) do tipo MCV (Módulo de Conexão Vertical).

5- SISTEMA DE TRANSFERÊNCIA HÍBRIDO REVERSO, de acordo com a reivindicação principal, caracterizado por apresentar no conjunto uma configuração do tipo “steep-wave”.