BR112016029474B1

BR112016029474B1 - Instalação e remoção de linha flexivel

Info

Publication number: BR112016029474B1
Application number: BR112016029474-2A
Authority: BR
Inventors: Steinar Kristoffersen; Guillaume GRAVEY; Oyvind Haug
Original assignee: Statoil Petroleum As
Priority date: 2014-06-18
Filing date: 2014-06-18
Publication date: 2021-09-28
Also published as: CA2952698A1; CA2952698C; GB2543191B; AU2014397727A1; US20170122079A1; US10119371B2; RU2016151635A; RU2672362C2; WO2015192899A1; GB201620760D0; NO20170062A1; GB2543191A; RU2016151635A3; MX2016016882A; BR112016029474A2; AU2014397727B2

Abstract

INSTALAÇÃO E REMOÇÃO DE LINHA FLEXIVEL. Um método de remoção de uma linha flexível lançada entre uma plataforma offshore e uma estrutura submarina, onde a plataforma possui um convés de pouso no qual a linha flexível é instalada, o convés de pouso está aproado para fora da plataforma na direção do lado de instalação. O método compreende: desconectar uma extremidade de topo da linha flexível a partir do convés de pouso; abaixar a extremidade de topo a partir do convés de pouso até o leito marinho utilizando um guincho montado na plataforma, e desconexão do guincho a partir da extremidade de topo; mover a plataforma em uma direção para longe do lado de instalação e posicionar um navio de instalação no lado de instalação; abaixar a linha de recolhimento a partir do navio de instalação e conectar uma extremidade à linha de recuperação na extremidade de topo ou na extremidade submarina do riser; recolher a extremidade de topo ou submarina conectada para o navio de instalação a partir do leito marinho utilizando uma linha de recuperação; e recolher a linha flexível para dentro do navio de instalação, de forma que a plataforma possa se mover novamente para uma posição de (...).

Description

ÁREA TÉCNICA

[0001] A presente invenção se refere à instalação e remoção de linhas flexiveis entre uma plataforma offshore ou um navio e uma estrutura submarina. A invenção é aplicável, por exemplo, para a instalação e remoção de risers flexiveis, cabos de potência, umbilicais e similares.

FUNDAMENTOS

[0002] No contexto de produção offshore de hidrocarbonetos, um Riser é uma seção tubular que se estende de uma estrutura submarina até uma plataforma de produção, tendo o propósito de conduzir hidrocarbonetos produzidos a partir do poço até à plataforma. A estrutura submarina pode ser uma “árvore de natal”, base de risers, preventor de explosão (BOP), ou algumas outras estruturas.

[0003] Risers são configurados de uma forma que permitem acompanhar movimentos plataforma em relação à estrutura submarina em ambas as direções (horizontal e vertical), por exemplo para facilitar a perfuração e operações de manutenção do poço a serem realizadas pela plataforma e para acomodar os efeitos de correnteza, vento e ondas do oceano sobre os risers e plataformas. As configurações de riser incluem livre suspensão, onda flexivel reversa, onda flexivel, formato em “S” e outras configurações adequadas.

[0004] Plataformas offshores de produção de hidrocarbonetos podem ser fixas ou flutuantes. Além disso, para armazenar hidrocarbonetos produzidos, existem as unidades de produção flutuantes (FPU’s, um termo que engloba plataformas offshore flutuantes de produção de hidrocarbonetos tais como sistemas de produção flutuante semisubmersíveis; unidade de produção flutuante em formato de navio, sistemas de armazenagem e descarregamento; plataformas de pernas de atracação tensionadas e plataformas do tipo torre) que podem ser utilizadas como plataformas de perfuração para perfurar diversos novos poços submarinos. Os poços submarinos podem ser localizados diretamente abaixo da FPU, com os risres conectando a plataforma ao poço, e os equipamentos de perfuração podem se estender para baixo a partir do centro da FPU. Poderá ser, portanto, necessário mover a FPU de modo que permita que novos poços sejam perfurados e/ou permitir a manutenção de poços já existentes. A conexão entre a plataforma e as estruturas submarinas através dos risers deve ser mantida durante a perfuração e durante a movimentação da plataforma, permitindo, assim, que a produção e armazenamento de hidrocarbonetos seja contínua. Como forma de exemplo, uma plataforma pode ser movida horizontalmente por uma distância de 80 metros em qualquer direção em relação a uma posição central sobre os poços submarinos. O movimento é alcançado a partir do recolhimento ou lançamento de linhas de ancoragem instaladas nos quarto cantos da plataforma.

[0005] Para operações de instalação e remoção em plataformas onde os risers estão expostos/ suspensos na lateral da plataforma, o procedimento padrão involve o uso de um navio de instalação (IV) junto à própria plataforma. O navio de instalação (IV) é equipado com uma estrutura industrial padrão de distribuição da carga de lançamento (normalmente Sistema de Lançamento Vertical - VLS) e bobinas/ carrosséis/ cestas para armazenamento dos risers. O navio de instalação (IV) pode instalar o riser a partir de ambas as direções, ou seja, tanto através da extremidade submarina quanto pela extremidade de topo do riser que necessita ser instalado primeiro (sujeito, por exemplo, a uma configuração de risers já existente, dimensões dos equipamentos auxiliaries, restrições de empacotamento, etc).

[0006] As figuras 1 a 6 ilustram, de forma esquemática, as diferentes fases do processo de instalação convencional de risers, no caso em que uma plafatorma de produção (FPU) tem um riser sendo instalado de forma a atingir uma configuração de onda flexivel. De forma bastante genérica, o processo envolve as seguintes etapas: (1) Uma extremidade de um cabo de recolhimento, suspensa a partir da plataforma, é transferida da plataforma para o navio de instalação (Figura 1); (2) A extremidade transferida do cabo de recolhimento é conectada ao fundo do riser que está sendo manipulado no navio de instalação, de tal forma que o cabo de recolhimento está agora suspenso entre a plataforma e o riser. Esta extremidade de fundo do riser será conectada, subsequentemente à estrutura submarina e, portanto, será chamada ao longo do texto de extremidade “submarina” do riser. (3) O riser é preenchido com água a partir do navio de instalação e um comprimento crescente do riser é lançado ao longo do leito marinho. Durante esta fase, o navio de instalação se afasta da plataforma. (4) Nesta etapa, o riser adota um formato plano de configuração em “U” na água (Figura 2). Em algum ponto intermediário neste procedimento, conjunto(s) de peso e colar(es) de ancoragem são instalados em pontos pré-determinados no riser e módulos de flutuadores são instalados ao redor do riser, sobre um determinado comprimento. (5) Enquanto o riser é lançado, posteriormente, o colar de peso chega a uma posição de repouso junto ao leito marinho. O riser é então conectado a um conjunto de ancoragem submarino pré-instalado através da conexão entre o colar de ancoragem e o conjunto de ancoragem submarino. O navio de instalação, então, move novamente em direção à plafaforma, lançando o riser na configuração de onda flexivel (figura 3). (6) A extremidade submarina do riser é transferida do cabo de recolhimento para um cabo estático pendendo a partir da plataforma (figura 4); (7) O cabo de recolhimento é transferido para o navio de instalação e uma segunda extremidade do riser, que será conectada, subsequentemente, à plataforma, a qual é definida neste documento como extremidade “de topo” do riser, é conectada ao cabo de recolhimento. A extremidade de topo do riser é também conectada a um cabo de abandono e recolhimento (A&R), o qual é proveniente do navio de instalação. A extremidade de topo do riser é abaixada, a partir do navio de instalação, utilizando o cabo A&R até o momento em que a carga do riser é transferida totalmente para o cabo de recolhimento. O cabo A&R é, então, desconectado da extremidade de topo do riser, e a mesma é puxada para a plataforma através do uso do cabo de recolhimento e, então, é conectada à plataforma através do balcão de risers da plataforma (Figuras 4 e 5). (8) O navio de instalação se move para a lateral oposta ao balcão de risers da plataforma, e um cabo de guindaste é abaixado a partir do navio de instalação e conectado à extremidade submarina do riser, normalmente com o auxílio de um ROV (Figura 5). (9) A extremidade submarina do riser é desconectada da linha estática pendente a partir da plataforma e é abaixada até o leito marinho nas proximidades de uma estrutura submarina, utilizando o cabo do guindaste a partir do navio de instalação. A extremidade submarina do riser pode ser conectada à estrutura submarina através do uso de uma ferramenta apropriada de conexão e/ou mergulhadores e/ou ROV (Figura 6).

[0007] WO2011/099869 decreve um método de instalação de um riser, similar ao método descrito acima.

[0008] Quando implementada a instalação de um riser a partir destes procedimentos conhecidos, é necessário que o navio de instalação se mova próximo ao balcão de risers da plafatorma (normalmente entre 20 a 40m de distância final) durante a transferência da extremidade submarina do riser e transferência da extremidade de topo do riser à plataforma (Figura 1), esta distância é necessária para que haja a manutenção da integridade dos tubos-guia de carga, manutenção do raio de curvatura do riser e prevenção de qualquer contato entre o riser e o casco do navio de instalação durante a transferência do riser. O fato do navio de instalação necessitar se mover tão próximo à plataforma é uma desvantagem significativa no que diz respeito ao risco de colisão com os risers suspensos de outros balcões de risers. Na verdade, muitos operadores/ reguladores definem uma zona de exclusão nas áreas adjacentes ao balcão de risers, por exemplo, uma extensão de 200m a partir do balcão de risers. Se o navio necessita entrar nesta zona de exclusão, a produção e outras atividades precisam ser interrompidas. Qualquer paralisação da produção representa um custo significativo.

[0009] Se torna claro que os risers poderiam ser removidos utilizando o procedimento reverso de instalação, descrito acima (figuras 1 a 6) e que problemas similares poderiam ser encontrados.

[0010] É notório que procedimentos similares a estes usados para instalar e remover risers poderiam ser utilizados para instalar e remover outros tipos de linhas flexiveis, tais como cabos de potência e umbilicais. De qualquer maneira, os mesmos problemas são encontrados, ou seja, a necessidade de entrada de um navio de instalação na zona de exclusão e a consequente paralisação das operações de produção.

SUMÁRIO

[0011] É um objetivo da presente invenção superar ou, pelo menos, reduzir os problemas encontrados nos procedimentos conhecidos de instalação e remoção de linhas flexiveis. Em particular, é um objetivo da invenção permitir a instalação e remoção de uma linha flexivel sem a necessidade de um navio entrar na zona de exclusão ao redor da plataforma, devido à vantagem da habilidade da plataforma em se mover.

[0012] De acordo com o primeiro aspecto da presente invenção, existe um metodo de remoção de uma linha flexivel abaixada situada entre uma plataforma offshore e uma estrutura submarina onde a plataforma possui um convés de pouso onde a linha flexivel está instalada. O convés de pouso está aproado para fora da plataforma na direção do lado de instalação. O método compreende: desacoplar a extremidade de topo do riser da linha flexível a partir do convés de pouso; abaixar a extremidade de topo a partir do convés de pouso até o leito marinho, através do uso de um guincho montado na plataforma, e desconectar o guincho da extremidade de topo, movendo a plataforma em uma direção oposta à lateral de instalação e posicionando um navio de instalação na lateral de instalação; rebaixamento de uma linha de recuperação para as extremidades de topo ou submarina do riser; recolhimento da extremidade de topo ou submarina conectada ao navio de instalação a partir do leito marinho através do uso da linha de recuperação; e recolhimento da linha flexivel através do navio de instalação, onde a plataforma poderá ser movida de volta à posição de operação.

[0013] Previamente ao desacoplamento da extremidade de topo da linha flexivel do convés de pouso e antes do rebaixamento da extremidade de topo do convés de pouso, o método pode compreender, adicionalmente, a movimentação da plataforma em uma direção no sentido do navio de instalação.

[0014] A linha de recuperação do navio de instalação pode ser substancialmente estendida até seu comprimento máximo a partir do navio de instalação até a plataforma. (1) método pode compreender ainda a conexão da extremidade da linha de recuperação à extremidade de topo ou submarina do riser utilizando um Veículo de Operação Remota (ROV). (2) método pode ainda compreender a desconexão do guincho a partir da extremidade de topo da linha flexivel com auxílio de um ROV.

[0015] Após a etapa de recuperação da linha flexivel pelo navio de instalação, o método pode, ainda, compreender a movimentação do navio de instalação em uma direção oposta ao convés de pouso e realocação da plataforma para a dita posição operacional.

[0016] De acordo com um segundo aspecto da presente invenção, existe um método de instalação de linhas flexiveis entre uma plataforma offshore e uma estrutura submarina, onde a plataforma possui um convés de pouso para o assentamento da linha flexivel, o convés de pouso faceando para fora da plataforma na direção de um lado de instalação. O método compreende: movimentar a plataforma na direção oposta ao lado de instalação e posicionar o navio de instalação no lado de instalação; abaixar a extremidade de topo ou submarina da linha flexivel a partir do navio de instalação; mover o navio de instalação para longe da plataforma e mover a plataforma em uma direção do navio de instalação; e instalar a extremidade abaixada em uma estrutura submarina ou no convés de pouso.

[0017] Onde existe a extremidade de topo do riser flexivel que é abaixada a partir do navio de instalação, previamente à etapa de instalação da extremidade de topo abaixada, o método pode compreender, ainda, abaixar uma linha da plataforma utilizando um guincho montado na plataforma e conectar uma extremidade da linha à extremidade de topo do riser, e recolher a extremidade de topo até o convés de pouso, utilizando a linha. Antes de abaixar a extremidade de topo da linha flexivel a partir do navio de instalação, o método pode compreender, ainda, abaixar a extremidade submarina da linha flexivel a partir do navio de instalação utilizando um guincho montado no navio de instalação. Após abaixar a extremidade submarina da linha flexível a partir do navio de instalação, o metodo pode compreender, adicionalmente, desconectar a linha do guincho da extremidade submarina da lnha flexivel e conectar a extremidade submarina à estrutura submarina. O método pode, ainda, compreender o recolhimento da extremidade submarina da linha flexivel até a estrutura submarina utilizando um ROV ou um cabo de recolhimento pendendo da plataforma. O método pode compreender, adicionalmente, o recolhimento da extremidade submarina da linha flexível até a estrutura submarina utilizando um cabo de recolhimento pendente da plataforma. O método pode compreender, adicionalmente, desconectar o guincho da extremidade submarina e acoplar a extremidade submarina à estrutura submarina através do uso de um ROV. Após mover a plataforma em uma direção oposta ao lado de instalação e antes de abaixar a extremidade de topo da linha flexivel do navio de instalação, o método pode compreender, ainda, instalar flutuadores auxilares e/ou pesos na linha flexivel e conectar a linha flexivel a um sistema de ancoragem submarino. O método pode incluir, ainda, acoplar a extremidade da linha de puxada à extremidade de topo do riser utilizando um ROV.

[0018] A linha flexível pode ser um riser para condução de hidrocarbonetos a partir de um poço submarino a uma plataforma offshore, e o dito convés de pouso pode ser um balcão de risers.

[0019] A linha flexivel pode ser lançada entre a plataforma offshore e a estrutura submarina em uma configuração de onda flexivel.

[0020] Uma zona de exclusão pode abranger o convés de pouso da plataforma offshore, onde a zona de exclusão é definida de tal forma que a produção de hidrocarbonetos deva ser interrompida caso um navio entre na sua zona de exclusão.

[0021] A plataforma pode ser ancorada utilizando linhas de ancoragem e as dita(s) etapa(s) de movimentação da plataforma podem compreender o recolhimento e o lançamento de linhas de ancoragem.

[0022] Onde é feita referência sobre o uso de guinchos e linhas, é aconselhável que certas etapas do procedimento possam ser realiadas utilizando um único guincho ou linha, ou utilizando dois ou mais guinchos e linhas. Um exemplo de utilização de uma única linha se dá durante o lançamento de uma extremidade da linha flexivel, a linha pode ser substituída entre guinchos e linhas durante esta etapa. Diversos guinchos e linhas podem ser usados simultaneamente. Os termos “guinchos” e “linhas” são construídos para cobrir equipamentos similares, tais como: guindastes, talhas etc.

BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS

[0023] As figuras 1 a 6 ilustram, de forma esquematizada, o estado da técnica para instalação de uma linha flexivel entre uma plataforma semi-submersível e uma estrutura submarina;

[0024] A figura 7 ilustra, de forma esquematizada, a área na qual uma plataforma está apta a perfurar novos poços enquanto a manutenção da produção de hidrocarbonetos pode mover.

[0025] As figuras 8(a) a (d) ilustram, de forma esquematizada, uma zona de exclusão ao redor do balcão de risers de uma FPU e o movimento de uma FPU que pode ocorrer durante o processo de substituição de um riser;

[0026] As figuras 9 a 13 ilustram, de forma esquematizada, um procedimento para remover um riser flexivel lançado entre uma FPU e uma estrutura submarina;

[0027] As figuras 14 a 17 ilustram, de forma esquematizada, um procedimento para instalação de um riser flexivel entre a FPU e a estrutura submarina;

[0028] A figura 18 é um diagrama de fluxo que ilustra, ainda, um procedimento para remover um riser flexivel; e

[0029] A figura 19 é um diagrama de fluxo que ilustra, ainda, um procedimento de instalação de um riser flexivel.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0030] No caso de poços de hidrocarbonetos de águas profundas, unidades de produção flutuantes (FPU’s) são mais comumente usadas como um meio de receber os hidrocarbonetos do poço, os armazenando se necessário, e descarregando os mesmos para navios tanque ou exportando-os através de linhas de transmissão. FPU’s podem ser de diferentes tipos incluindo, por exemplo, plataformas semi- submersíveis, navios Plataforma de Produção Estocagem e Descarregamento (FPSO), plataformas de pernas tensionadas, e plataformas de torre. Como já descrito anteriormente, risers flexiveis são instalados e removidos entre a FPU e a estrutura submarina, tal como uma ‘árvore de natal’ utilizando um navio de instalação. O riser é geralmente pré construído e montando em uma bobina no navio de instalação. O riser é então lançado no mar a partir do navio de instalação. Também relatado anteriormente, FPU’s podem ter a capacidade de se mover lateralmente enquanto se mantêm conectados aos poços submarinos através de risers para manter a produção. A capacidade de movimentação é necessária para permitir que novos poços possam ser perfurados a partir de uma FPU, ou poços existentes possam sofrer manutenção enquanto a produção de hidrocarbonetos é mantida. A abordagem contida neste documento explora a capacidade de movimentação das FPU’s para excluir a necessidade de entrada de um navio de instalação na zona de exclusão ao redor do balcão de risers da FPU durante as operações de remoção e instalação de um riser ou outro tipo de linha flexivel. Além disso, os níveis de segurança podem ser mantidos e não existe a necessidade de interrupção das atividades de produção.

[0031] A figura 7 ilustra a area dentro da qual uma FPU pode se movimentar enquanto mantem a produção de hidrocarbonetos. A FPU 1, que é mostrada em uma posição central, é fixa ao leito marinho através dos cabos ou linhas de ancoragem 5. A figura ilustra uma configuração de vinte e quatro poços 3 localizados geralmente abaixo da plataforma e dispostos em um formato padrão em ‘V’. Cada poço submarino 3 compreende uma estrutura submarina, por exemplo, ‘árvore de natal’, a qual risers 2 estão conectados. Na figura 7, o centro 6 da FPU 1 está localizado substancialmente acima dos poços submarinos 3, e risers 2 estão conectados entre a FPU 1 e as estruturas submarinas em uma configuração de onda flexivel. Na figura 7 somente as porções de risers 2 lançadas ao longo do leito marinho e que retornam de volta do sistema de ancoragem submarino às estruturas submarinas 3 são mostradas; as partes dos risers 2 que se estendem da plataforma para o sistema de ancoragem não são mostrados. O círculo 4 mostrado nas figuras indica a máxima extensão de movimento do centro 6 da FPU1. O círculo 4 pode ter um raio de, por exemplo, 80m. A FPU 1 pode ser movida para encurtar ou alongar os cabos 5 conforme necessário, assim como o centro 6 da FPU 1 se mantém dentro da area destacada pelo círculo 4.

[0032] A figura 8(a) ilustra uma zona de exclusão 11 ao redor do balcão de risers de uma plataforma FPU 1, onde os risers 2 são acoplados ao balcão de risers da FPU. Se algum navio entra na zona de exclusão, sera necessário depressurizar os risers e interromper a produção de hidrocarbonetos. A zona de exclusão pode ser definida como a área delimitada por um arco de 200m a partir do balcão de risers da FPU 1 e dois raios que definem um setor circular formam um ângulo de 30° relativo a uma linha definida pelo vértice no balcão de risers. As figuras 8(b) a (d) ilustram o movimento da FPU 1 que pode ocorrer durante o processo de substituição de um riser, onde a FPU está fixa ao leito marinho através de cabos ou linhas de ancoragem (cabos ou linhas de ancoragem foram omitidas das figuras 8(a) a (d) para clareza de entendimento). Na figura 8(b), o centro 6 da FPU 1 está localizado substancialmente acima dos poços submarinos 3, os risers 2 podem ser conectados entre a FPU 1 e as estruturas submarinas em uma configuração de onda flexível. Um navio de instalação 7 é mostrado fora da área de exclusão 11. Como mostrado na figura 7, o círculo 4 mostrado nas figuras indica a máxima extensão de movimento do centro 6 da FPU 1. Como afirmado anteriomente, a FPU 1 pode ser movida através do encurtamento ou alongamento dos cabos 5 conforme necessário. Por exemplo, na figura 8(c), as configurações de mão direita de cabos foram encurtadas e as duas configurações de mão esquerda foram alongadas, em relação à figura 8(b). Na figura 8(c), a FPU 1 moveu o máximo possível para a direita. O navio de instalação 7 também moveu para a direita para se manter fora da zona de exclusão 11. Na figura 8(d), a FPU 1 moveu o máximo possível para a esquerda, e o navio de instalação 7 moveu o mais perto possível dos poços submarinos 3 enquanto se mantinha fora da zona de exclusão 11 e fora do balcão de risers da FPU 1. Como será descrito abaixo, a movimentação facilita a substituição de um riser sem a necessidade de um navio de instalação 7 entrar na zona de instalação 11. Conforme mostrado na figura 8(d), será possível que a FPU se mova para uma posição onde o centro 6 da FPU 1, ou a FPU 1, não esteja localizada sobre os poços submarinos 3.

[0033] Um procedimento para remoção de um riser flexível instalado será agora descrito fazendo referência às figuras 9 a 13.

[0034] A figura 9 ilustra um navio instalador 7 localizado fora de uma zona de exclusão adjacente a uma FPU 1. A FPU foi movida o mais longe possível para a direita, por exemplo, 80m à direita da sua localização central. Conforme mostrado na figura 9, a extremidade de topo 9 de um riser flexivel 2, que, no exemplo mostrado na figura 9, conectou a FPU 1 a uma estrutura submarina 3 em uma configuração de onda flexível (outras configurações de riser podem ser usadas), foi desacoplada de um balcão de riser da FPU 1 e abaixada, parcialmente, da FPU 1 através do uso de um guincho de recolhimento (PIW) 8. A figura 10 ilustra a extremidade de topo 9 de um riser 2 sendo rebaixada até que todo o riser seja lançado no leito marinho. A figura 11 ilustra a situação após a extremidade de topo ter sido pousada no leito marinho, e o guincho PIW ter sido liberado e recolhido de volta à plataforma. O guincho PIW 8 pode ser desconectado a partir da extremidade de topo 9 do riser 2 com auxílio de um Veículo de Operação Remota (ROV).

[0035] Na figura 11, a FPU 1 é mostrada movida o máximo possível para a esquerda, fora da sua posição central e longe do navio de instalação 7. A FPU necessita, então, ser movida cerca de 160m para a esquerda da sua posição anterior, e, portanto, aproximadamente 160m da posição da extremidade de topo do riser. Nesta fase, o navio de instalação pode mover para a esquerda sem entrar na zona de exclusão ao redor do balcão de risers, conforme mostrado na figura 12. Na verdade, como a FPU moveu 160m para a esquerda da extremidade de topo do riser, o navio de instalaçào pode mover para uma posição que é de cerca de 40m da posição da extremidade de topo, assumindo uma zona de exclusão de 200m a partir do balcão de risers, perto o bastante para uma linha, por exemplo, um abandono ou recolhimento de um cabo 10 é lançado a partir de um guindaste localizado no navio de instalação. Este guindaste pode ter um braço que se estende por 10 a 15m para fora do navio de instalação, e o guindaste pode se estender dentro da zona de exclusão; isto significa que a distância lateral entre o ponto do navio de instalação e o ponto de recolhimento e abandono da extremidade de topo do riser pode ser reduzido para uma distância entre 25 e 30m. A conexão entre o cabo A&R 10 e a extremidade de topo 9 pode ser realizada com o auxílio de um ROV. Se o navio de instalação se encontra muito afastado da extremidade de topo, mesmo assim um ROV pode ser usado para conectar o cabo do guincho A&R à extremidade de topo do Riser, não seria provavelmente possível levantar o riser.

[0036] Na figura 13, a extremidade de topo 9 do riser 2 é mostrada como sendo recolhida, através de um guincho, para o navio de instalação 7. A extremidade submarina do riser é, subsequentemente, desconectada da estrutura submarina, usando um ROV, e o conjunto de peso e ancoragem também removido com o auxílio de um ROV, de tal forma que o comprimento total do riser poderia ser recolhido pelo navio de instalação onde este é armazenado em uma bobina. Durante este processo, o navio de instalação pode mover, de forma lenta para a direita. Ao fim deste processo, o navio de instalação é movido para fora das proximidades da FPU, permitindo à FPU retornar a sua posição central ou alguma outra posição operacional desejada (figura 8(b)). Para facilitar a remoção do riser, a extremidade submarina desconectada pode ser conectada a um trolley, carrinho ou equipamento similar.

[0037] Utilizando este método de remoção de um riser a partir de um FPU, a operação poderá ser feita sem a necessidade de paralisação da produção de hidrocarbonetos, e sem comprometimento da segurança.

[0038] As figuras 9 a 13 descrevem um procedimento de remoção no qual a extremidade de topo do riser é recolhida primeiramente pelo navio de instalação. Embora, um procedimento alternativo seja possível no qual a extremidade submarina do riser é recolhida primeira pelo navio de instalação. Neste caso, o procedimento emprega as etapas ilustradas nas figuras 9 a 11 para desconectar e lançar a extremidade de topo do riser até o leito marinho, e posicionar a FPU e o navio de instalação na sua posição mais distante possível à esquerda (somente a FPU é mostrada nas posições mais à esquerda na figura 11). Neste momento, no entanto, o cabo A&R 10 é lançado a partir do navio de instalação 7 e conectado à extremidade submarina (desconectada).

[0039] Será verificado que um procedimento para instalação de um riser seguirá um procedimento reverso ao descrito com referência às figuras 9 a 13, conforme ilustrado nas figuras 14 a 17. Em uma primeira etapa, a FPU se move para longe de um navio de instalação (por exemplo, 80m para a esquerda da sua posição central) para permitir que o navio de instalação se aproxime o máximo possível de uma posição acima dos poços submarinos enquanto permanece fora da zona de exclusão ao redor do balcão de risers. A extremidade submarina dos risers é rebaixada a partir do navio de instalação até o leito marinho ou até uma posição intermediária entre o navio de instalação e o leito marinho. A extremidade submarina do riser é transportada até uma estrutura submarina em um poço submarino e então é conectada à estrutura submarina. A extremidade submarina do riser pode ser transportada até a estrutura submarina com o auxílio de um ROV ou um cabo de guncho se estendendo da plataforma. A extremidade submarina do riser pode ser conectada à estrutura submarina com o auxílio de um ROV. Uma etapa intermediária pode compreender a instalação de flutuadores auxiliares e/ou pesos no riser e conexão do riser para alcançar, por exemplo, um formato de onda flexivel no riser.

[0040] Na figura 14, a extremidade de topo 9 do riser 2 é mostrada como sendo lançada ao leito marinho a partir do navio de instalação 7 utilizando um cabo A&R 10. O cabo A&R deve ser rebaixado a partir de um braço de guindaste que se estende de 10 a 15m a partir do navio de instalação. Isto maximiza o alcance e, portanto, minimiza a distância entre o ponto no qual a extremidade de topo do riser será pousada no leito marinho e o poço submarino, enquanto permite que o navio permaneça fora da zona de exclusão e também mantém a distância de segurança requerida entre o navio de instalação e a FPU. O cabo A&R 10 é então desconectado. O cabo A&R 10 pode ser desconectado a partir da extremidade de topo 9 utilizando um ROV. O navio de instalação 7 se move então para fora da FPU. A figura 15 mostra a situação quando o cabo A&R 10 foi desconectado e o navio de instalação foi movido para longe da FPU. A figura 16 mostra a situação após a FPU ter ,subsequentemente, retornado à sua posição original e o cabo de recolhimento ter sido abaixado a partir da FPU e ter sido conectado à extremidade de topo do riser. A figura 17 mostra a extremidade de topo do riser sendo recolhida para a FPU. A extremidade de topo do riser é então conectada ao balcão de risers.

[0041] Assim como o procedimento de remoção, o procedimento de instalação (figuras 14 a 17) pode ser revertido de tal maneira que a extremidade de topo do riser é lançada na água primeiro, e é recolhida na zona de exclusão e conectada ao balcão de risers. A extremidade submarina é então lançada utilizando as manobras descritas acima.

[0042] A abordagem apresentada neste documento fornece um método reversível para a remoção e instalação de um elemento flexível compreendendo um riser ou outras linhas flexíveis ( tal como um cabo de potência, umbilical ou duto) entre a plataforma offshore e a estrutura submarina. Ao explorar a capacidade da FPU de se movimentar, a aproximação pode evitar a necessidade do navio de instalação entrar em uma zona de exclusão nas proximidades da plataforma durante o processo de instalação e remoção e, portanto, evitar a necessidade de interromper as atividades da plafaforma, tais como a produção de hidrocarbonetos.

[0043] A figura 18 é um diagrama de fluxo que ilustra em um nível elevado, o método de remoção de uma linha flexível lançada entre uma plataforma offshore e uma estrutura subsea. O método compreende, na etapa S1, desconexão da extremidade de topo da linha flexível a partir do convés de pouso. Na etapa S2, a extremidade de topo é abaixada a partir de um convés de pouso até o leito marinho utilizando o guincho montado na plataforma, e o guincho é desconectado da extremidade de topo. Na etapa S3, a plataforma se move em uma direção para fora do lado de instalação e um navio de instalação é posicionado no lado de instalação. Na etapa S4, uma linha de recolhimento é rebaixada a partir do navio de instalação e uma extremidade da linha de recuperação é conectada à extremidade de topo do riser ou à extremidade submarina do riser. Na etapa S5, a extremidade de topo ou submarina conectada é recolhida para o navio de instalação a partir do leito marinho utlizando a linha de recuperação. Na etapa S6, a linha flexível é recolhida para o navio de instalação, de forma que a plataforma possa ser movida de volta para sua posição de operação.

[0044] A figura 19 é um diagrama de fluxo que ilustra em um alto nível, um método de instalação de uma linha flexível entre uma plataforma offshore e uma estrutura submarina. O método compreende, na etapa Sa1, movimentar a plataforma em uma direção oposta ao lado de instalação e posicionar o navio de instalação no lado de instalação. Na etapa Sa2 a extremidade de topo ou submarina da linha flexível é rebaixada a partir do navio de instalação. Na etapa Sa3, o navio de instalação é afastado da plataforma e a plataforma é movida na direção do navio de instalação. Na etapa Sa4, a extremidade abaixada é instalada em uma estrutura submarina ou no convés de pouso.

[0045] Será verificado por uma pessoa versada no estado da técnica que várias modificações podem ser feitas à manifestação acima descrita sem que haja fuga do escopo da presente invenção.

Claims

1. Método de remoção de uma linha flexível lançada entre uma plataforma offshore e uma estrutura submarina, onde a plataforma possui um convés de pouso no qual a linha flexível é instalada, o convés de pouso está voltado para fora da plataforma na direção de um lado de instalação, método caracterizado por compreender: desconectar uma extremidade de topo da linha flexível a partir do convés de pouso; rebaixar a extremidade de topo a partir do convés de pouso até o leito marinho utilizando um guincho montado na plataforma, e desconectar do guincho a partir da extremidade de topo; movimentar a plataforma em uma direção para longe do lado de instalação e para longe da extremidade de topo e posicionar um navio de instalação no lado de instalação pelo movimento do navio de instalação em direção a estrutura submarina; abaixar uma linha de recuperação a partir do navio de instalação e conectar uma extremidade da linha de recuperação à extremidade de topo da linha flexível ou à extremidade submarina da linha flexível; elevar a extremidade de topo ou submarina conectada ao navio de instalação do leito marinho utilizando uma linha de recuperação; recolher a linha flexível para o navio de instalação, em seguida a plataforma poder se movimentar de volta para a posição de operação localizada substancialmente acima da estrutura submarina.

2. Método de acordo com a reivindicação 1 e caracterizado por compreender, previamente à desconectar a extremidade de topo da linha flexível do convés de pouso e abaixar a extremidade de topo do convés de pouso, movimentar a plataforma em uma direção no sentido do navio de instalação.

3. Método de acordo com qualquer com uma das reivindicações 1 a 2, caracterizado pelo fato de que a linha de recuperação no navio de instalaçào ser estendida de forma substancial à sua máxima extensão a partir do navio de instalação na direção da plataforma.

4. Método de acordo com qualquer com uma das reivindicações 1 a 3 e caracterizado por compreender conectar a extremidade da linha de recuperação à extremidade de topo ou à extremidade submarina da linha flexível utilizando um Veículo de Operação Remota (ROV).

5. Método de acordo com qualquer com uma das reivindicações 1 a 4 e caracterizado por compreender desconectar o guincho da extremidade de topo da linha flexível utilizando um ROV.

6. Método de acordo com qualquer com uma das reivindicações 1 a 5 e caracterizado por compreender, após a dita etapa de recuperar a linha flexível para o navio de instalação, mover o navio de instalação em uma direção para longe do convés de pouso e realocar a plataforma para a dita posição de operação.

7. Método de instalação de uma linha flexível entre uma plataforma offshore e uma estrutura submarina, onde a plataforma possui um convés de pouso para posicionar a linha flexível, o convés de pouso está voltado para fora da plataforma na direção de um lado de instalação, método caracterizado por compreender: movimentar a plataforma em uma direção para longe do lado de instalação e posicionar um navio de instalação no lado de instalação em direção a estrutura submarina; abaixar uma extremidade de topo da linha flexível a partir do navio de instalação; mover o navio de instalação para longe da extremidade de topo e para longe do lado da instalação e mover a plataforma na direção da extremidade de topo; e instalar a extremidade de topo no convés de pouso e instalar uma extremidade submarina da linha flexível para a estrutura submarina.

8. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado por compreender, previamente a rebaixar a extremidade de topo da linha flexível a partir do navio de instalação, abaixar a extremidade submarina da linha flexível a partir do navio de instalação utilizando um guincho montado no navio de instalação.

9. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado por compreender, após abaixar a extremidade submarina da linha flexível a partir do navio de instalação, desconectar a linha do guincho a partir da extremidade submarina da linha flexível e conectar a extremidade submarina à estrutura submarina.

10. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizado por compreender recolher a extremidade submarina da linha flexível até a estrutura submarina utilizando um ROV ou um cabo de recolhimento pendendo da plataforma.

11. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizado por compreender recolher a extremidade submarina da linha flexível até a estrutura submarina utilizando um cabo de recolhimento pendendo da plataforma.

12. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 9 a 11 e caracterizado por compreender desconectar o guincho da extremidade submarina e conectar a extremidade submarina à estrutura submarina com utilização de um ROV.

13. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 7 a 12 e caracterizado por compreender, após movimentar a plataforma em uma direção para longe do lado de instalação e previamente à abaixar uma extremidade de topo da linha flexível a partir do navio de instalação, instalar flutuadores auxiliares e/ou pesos na linha flexível e conectar a linha flexível a um sistema de ancoragem submarino.

14. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 7 a 13 e caracterizado por compreender conectar a extremidade da linha de recolhimento à extremidade de topo da linha flexível utilizando um ROV.

15. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 14, caracterizado pelo fato de que a linha flexível ser um riser para conduzir hidrocarbonetos a partir de um poço submarino até uma plataforma offshore, e o dito convés de pouso ser um balcão de risers.

16. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 15, caracterizado pelo fato de que a linha flexível ser lançada entre a plataforma offshore e a estrutura offshore em uma configuração de onda flexível.

17. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 16, caracterizado por uma zona de exclusão que delimita o convés de pouso de uma plataforma offshore, caracterizado pelo fato de que a zona de exclusão ser definida de tal forma que a produção de hidrocarbonetos deva ser interrompida caso um navio entre na zona de exclusão.

18. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 17, caracterizado pelo fato de que a plataforma ser ancorada através do uso de linhas de ancoragem e a(s) dita(s) etapa(s) de movimentação da plataforma compreendem recolhimento e lançamento das linhas de ancoragem.