BR112017028073B1

BR112017028073B1 - SUBMARINE DUCT TENSIONING SYSTEM

Info

Publication number: BR112017028073B1
Application number: BR112017028073-6A
Authority: BR
Inventors: Nicolai Nilsen
Original assignee: Mhwirth As
Priority date: 2015-07-13
Filing date: 2016-06-28
Publication date: 2023-07-18

Abstract

SISTEMA DE TENSIONAMENTO DE DUTO SUBMARINO. Um sistema de tensionamento de duto submarino para fornecer tensão a um duto submarino conectado a uma instalação flutuante através de um anel de tensão, o sistema compreendendo, pelo menos, um conjunto de tensor do duto submarino, cada conjunto de tensor do duto submarino compreendendo: um cilindro de tensionamento do duto submarino, pelo menos, uma polia e um cabo de aço, em que o cabo de aço se prolonga entre o anel de tensão e o pistão do cilindro através de, pelo menos, uma polia. A invenção também se refere a uma instalação flutuante, compreendendo um sistema de tensionamento de duto submarino.SUBMARINE DUCT TENSIONING SYSTEM. A subsea pipeline tensioning system for providing tension to a subsea pipeline connected to a floating installation via a tension ring, the system comprising at least one subsea pipeline tensioner assembly, each subsea pipeline tensioner assembly comprising: a submarine pipeline tensioning cylinder, at least one pulley and a steel cable, wherein the steel cable extends between the tension ring and the cylinder piston through at least one pulley. The invention also relates to a floating installation, comprising a subsea pipeline tensioning system.

Description

[0001] A invenção se refere, de forma geral, ao campo de plataformas ou embarcações flutuantes offshore para exploração de depósitos submarinos de petróleo e gás natural. Mais especificamente, se refere a tensores para dutos submarinos [também chamados risers] e a um sistema para fornecimento de tensão aos dutos submarinos que se prolonga a partir de uma cabeça de poço submersa ou estrutura abaixo da superfície até uma embarcação ou plataforma flutuante.[0001] The invention generally refers to the field of offshore floating platforms or vessels for exploring underwater oil and natural gas deposits. More specifically, it refers to tensioners for subsea pipelines [also called risers] and a system for supplying tension to subsea pipelines that extends from a submerged wellhead or subsurface structure to a vessel or floating platform.

HISTORIC

[0002] Plataformas offshore para exploração de depósitos submarinos de petróleo e gás natural normalmente incluem dutos submarinos que se prolongam até a plataforma a partir de uma ou mais cabeça(s) de poço ou estrutura(s) no leito marinho. Para aplicações em águas profundas, normalmente são utilizadas plataformas flutuantes (tais como plataformas tipo Spar, plataformas de calado prolongado e plataforma semissubmersíveis). Estas plataformas estão sujeitas a movimento causado pelo vento, pelas ondas e correntes. Consequentemente, os dutos submarinos usados com estas plataformas devem ser tensionados, de modo a permitir que a plataforma se mova em relação aos dutos. Além disso, a tensão dos dutos submarinos deve ser mantida tal que o referido duto submarino não dobre sob seu próprio peso. Da mesma forma, o mecanismo tensor deve exercer força tênsil substancialmente contínua para o duto submarino, dentro de um intervalo bem definido.[0002] Offshore platforms for exploring subsea oil and natural gas deposits typically include subsea pipelines that extend to the platform from one or more wellhead(s) or structure(s) on the seabed. For deepwater applications, floating platforms (such as Spar platforms, deep-draft platforms and semi-submersible platforms) are typically used. These platforms are subject to movement caused by wind, waves and currents. Consequently, the subsea pipelines used with these platforms must be tensioned to allow the platform to move relative to the pipelines. Furthermore, the tension of the subsea pipelines must be maintained such that the said subsea pipeline does not bend under its own weight. Likewise, the tensioning mechanism must exert substantially continuous tensile force to the subsea pipeline, within a well-defined range.

[0003] Sistemas tensores hidropneumáticos são uma das formas de mecanismos tensores de duto submarino mais comumente usados para apoiar dutos, conhecido como “Dutos Submarinos de Tensão Superior” em várias plataformas. Uma pluralidade de cilindros hidráulicos passivos com acumuladores pneumáticos está conectada entre a plataforma e o duto submarino para fornecer e manter a tensão necessária do duto submarino. As respostas da plataforma às condições ambientais mencionadas acima, especialmente movimentos horizontais e de elevação, geram alterações na posição da plataforma em relação ao duto submarino, o que faz com que os cilindros de tensão se movimentem para dentro e para fora. O efeito elástico resultante da compressão ou expansão do gás durante o movimento vertical e horizontal da plataforma em relação ao leito marinho isola parcialmente o duto submarino dos movimentos de plataforma.[0003] Hydropneumatic tensioning systems are one of the forms of subsea pipeline tensioning mechanisms most commonly used to support pipelines, known as “Upper Tension Subsea Pipelines” on various platforms. A plurality of passive hydraulic cylinders with pneumatic accumulators are connected between the platform and the subsea pipeline to provide and maintain the required voltage of the subsea pipeline. The platform's responses to the environmental conditions mentioned above, especially horizontal and elevation movements, generate changes in the position of the platform in relation to the subsea pipeline, which causes the tension cylinders to move in and out. The elastic effect resulting from the compression or expansion of the gas during the vertical and horizontal movement of the platform in relation to the seabed partially isolates the subsea pipeline from platform movements.

[0004] Os tensores de duto submarino que constituem estes sistemas tensores hidropneumáticos compreendem cilindros, em que as hastes cilíndricas são, pelo menos, conectadas indiretamente ao duto submarino, de modo que os movimentos da haste induzidos por pressão, em relação ao respectivo suporte, resultem na tensão desejada do duto submarino. Estes sistemas tensores hidropneumáticos são atualmente produzidos em uma variedade de dimensões e tamanhos. Exemplos de sistemas tensores de duto submarino do estado da técnica são divulgados nas publicações de patente WO 2004/013452, US 4.886.397, US 3.902.319, GB 2.109.036, WO 2012/016765 e WO 2014/090682.[0004] The subsea pipeline tensioners that constitute these hydropneumatic tensioning systems comprise cylinders, in which the cylindrical rods are at least indirectly connected to the subsea pipeline, so that pressure-induced movements of the rod, relative to the respective support, result in the desired subsea pipeline voltage. These hydropneumatic tensioning systems are currently produced in a variety of dimensions and sizes. Examples of prior art subsea pipeline tensioning systems are disclosed in patent publications WO 2004/013452, US 4,886,397, US 3,902,319, GB 2,109,036, WO 2012/016765 and WO 2014/090682.

[0005] Sistemas tensores de dutos submarinos conhecidos incluem os chamados sistemas de Tensor de Ação Direta (DAT | Direct Acting Tensioner) e o Tensor de Duto Submarino com Cabo de Aço (WLT | Wireline Riser Tensioner). Um exemplo destes sistemas pode ser visto na publicação de patente WO 2012/016765 mencionada acima (p.ex. Figuras 4 e 5).[0005] Known subsea pipeline tensioning systems include the so-called Direct Acting Tensioner (DAT) systems and the Wireline Riser Tensioner (WLT). An example of these systems can be seen in the patent publication WO 2012/016765 mentioned above (e.g. Figures 4 and 5).

[0006] A localização dos sistemas DAT em uma área de janela de casco de uma plataforma ou embarcação flutuante resulta em risco de exposição à água do mar, o que apresenta novos desafios em relação ao ambiente corrosivo e acelerações bruscas do cilindro e da haste. Além disso, os sistemas DAT podem apresentar baixo desempenho por conta de desvios internos de carga dentro do sistema. Entre outras coisas, pode haver resistência de fluxo nas tubulações/mangueiras entre os cilindros tensores e acumulador(es).[0006] The location of DAT systems in a hull window area of a floating platform or vessel results in a risk of exposure to seawater, which presents new challenges regarding the corrosive environment and sudden accelerations of the cylinder and rod. Furthermore, DAT systems may present poor performance due to internal load deviations within the system. Among other things, there may be flow resistance in the pipes/hoses between the tension cylinders and accumulator(s).

[0007] O sistema WLT alternativo é maior, e pode necessitar de um arranjo mais complexo caso o sistema seja aplicado a embarcações de perfuração com estaleirador / recuo (suporte de armazenamento para tubos de perfuração, comandos de perfuração, etc.) localizado em posição mais baixa que a plataforma de perfuração. Este posicionamento mais baixo de recuo é exigente e muitos usuários preferem sistemas DAT nestas situações. Além do posicionamento complexo em embarcações de perfuração com baixo recuo, os sistemas WLT sofrem altas variações de carga devido ao atrito sobre a pluralidade de polias. O dobramento contínuo do cabo sobre uma quantidade elevada de polias aumenta o desgaste do cabo. Portanto, uma configuração “soltar e cortar” ou substituição total do cabo pode ser necessário. Os sistemas WLT são pesados, em comparação com outros sistemas tensores de duto submarino, tipicamente cerca de 500 MT dependendo da capacidade.[0007] The alternative WLT system is larger, and may require a more complex arrangement if the system is applied to drilling vessels with a dock/setback (storage rack for drill pipes, drilling controls, etc.) located in position lower than the drilling platform. This lower recoil placement is demanding and many users prefer DAT systems in these situations. In addition to complex positioning on low recoil drilling vessels, WLT systems experience high load variations due to friction over the plurality of pulleys. Continuous bending of the cable over a large number of pulleys increases cable wear. Therefore, a “loosen and cut” configuration or total cable replacement may be necessary. WLT systems are heavy compared to other subsea pipeline tensioning systems, typically around 500 MT depending on capacity.

[0008] É, portanto, um objeto da presente invenção fornecer um sistema de tensionamento de duto submarino que, pelo menos, atenue as desvantagens mencionadas acima. Mais especificamente, é objeto da presente invenção reduzir o risco de exposição à água do mar, além de evitar arranjos complexos ao instalar o sistema, tornando o referido sistema também adequado para utilização em embarcações de perfuração com baixo recuo.[0008] It is, therefore, an object of the present invention to provide a subsea pipeline tensioning system that at least mitigates the disadvantages mentioned above. More specifically, it is the object of the present invention to reduce the risk of exposure to sea water, in addition to avoiding complex arrangements when installing the system, making said system also suitable for use on low recoil drilling vessels.

[0009] Outro objeto da presente invenção é fornecer um sistema de tensionamento de duto submarino com peso reduzido, em comparação com o peso de um sistema WLT típico, por exemplo, peso comparável ao de um sistema DAT típico.[0009] Another object of the present invention is to provide a subsea pipeline tensioning system with reduced weight compared to the weight of a typical WLT system, for example, weight comparable to that of a typical DAT system.

[00010] Outro objeto da presente invenção é fornecer um sistema de tensionamento de duto submarino que não precise de uma configuração de soltar e cortar para o cabo de aço.[00010] Another object of the present invention is to provide a subsea pipeline tensioning system that does not require a release and cut configuration for the steel cable.

SUMMARY

[00011] Os objetos identificados acima, assim como outras vantagens, são alcançados por um sistema de tensionamento de duto submarino, de acordo com as reivindicações independentes 1 e 6, e uma instalação flutuante que utiliza o sistema de tensionamento de duto submarino. As reivindicações dependentes descrevem outras características e aplicações vantajosas da invenção.[00011] The objects identified above, as well as other advantages, are achieved by a submarine pipeline tensioning system, according to independent claims 1 and 6, and a floating installation using the submarine pipeline tensioning system. The dependent claims describe other advantageous features and applications of the invention.

[00012] Em uma aplicação, é fornecido um sistema de tensionamento de duto submarino para fornecer tensão a um duto submarino conectado a uma instalação flutuante através de um anel de tensão, o referido sistema compreendendo, pelo menos, um conjunto de tensor do duto submarino, cada conjunto de tensor do duto submarino compreendendo: um cilindro de tensionamento do duto submarino, o cilindro de tensionamento do duto submarino incluindo uma haste cilíndrica, pelo menos, uma polia, um cabo de aço com uma primeira e uma segunda extremidades, sendo a primeira extremidade fixada ao anel de tensão e a segunda extremidade fixada à haste cilíndrica, em que o cabo de aço se prolonga entre o anel de tensão e a haste cilíndrica através de, pelo menos, uma polia.[00012] In one application, a subsea pipeline tensioning system is provided for providing tension to a subsea pipeline connected to a floating installation via a tension ring, said system comprising at least one subsea pipeline tensioner assembly , each subsea pipeline tensioner assembly comprising: a subsea pipeline tensioning cylinder, the subsea pipeline tensioning cylinder including a cylindrical rod, at least one pulley, a steel cable having a first and a second end, the first end fixed to the tension ring and the second end fixed to the cylindrical rod, wherein the steel cable extends between the tension ring and the cylindrical rod through at least one pulley.

[00013] Fornecer um cabo de aço ao sistema de tensionamento de duto submarino, com uma extremidade fixada ao pistão do cilindro e prolongada até um anel de tensão através de, pelo menos, uma polia, pode eliminar a necessidade de polias adicionais fixadas aos cilindros tensores do duto submarino, aumentando assim a flexibilidade no posicionamento. Além disso, fixar as extremidades do cabo de aço (isto é, conectadas de forma fixa) ao anel de tensão e à haste cilíndrica permite uma razão de transmissão aproximada de 1:1 entre a haste cilíndrica e o anel de tensão, evitando perdas por atrito associadas a sistemas com mais polias instaladas.[00013] Providing a steel cable to the subsea pipeline tensioning system, with one end fixed to the cylinder piston and extended to a tension ring through at least one pulley, can eliminate the need for additional pulleys attached to the cylinders tensioners of the submarine pipeline, thus increasing flexibility in positioning. Additionally, securing the ends of the wire rope (i.e., fixedly connected) to the tension ring and cylindrical rod allows for an approximate 1:1 transmission ratio between the cylindrical rod and tension ring, avoiding losses due to friction associated with systems with more pulleys installed.

[00014] Pelo menos, uma polia pode ser giratória ao redor de um eixo paralelo ao duto submarino durante utilização.[00014] At least one pulley may be rotatable around an axis parallel to the submarine pipeline during use.

[00015] A razão entre o diâmetro (d) do cabo de aço e o diâmetro (D) de, pelo menos, uma dentre, no mínimo, uma polia pode ser de, pelo menos, 30. Isto elimina a necessidade de realizar soltura e corte, ou substituição, do cabo de aço.[00015] The ratio between the diameter (d) of the steel cable and the diameter (D) of at least one of at least one pulley can be at least 30. This eliminates the need for loosening and cutting, or replacing, the steel cable.

[00016] O sistema de tensionamento de duto submarino pode compreender 4, 6, 8 ou 10 conjuntos tensores de duto submarino. A haste cilíndrica pode funcionar em tensão.[00016] The subsea pipeline tensioning system may comprise 4, 6, 8 or 10 subsea pipe tension assemblies. The cylindrical rod can work in tension.

[00017] Em uma aplicação, é fornecido um sistema de tensionamento de duto submarino para fornecer tensão a um duto submarino conectado a uma instalação flutuante através de um anel de tensão, o referido sistema compreendendo, pelo menos, um conjunto de tensor do duto submarino, cada conjunto de tensor do duto submarino compreendendo: um cilindro de tensionamento do duto submarino, o referido cilindro de tensionamento do duto submarino incluindo uma haste cilíndrica, pelo menos, uma primeira polia fixada à haste cilíndrica, um cabo de aço com uma primeira e uma segunda extremidades, sendo a primeira extremidade fixada ao anel de tensão e a segunda extremidade fixada à instalação flutuante; enquanto o cabo de aço se prolonga entre o anel de tensão e o pistão do cilindro através de, pelo menos, uma primeira polia e, pelo menos, uma segunda polia.[00017] In one application, a subsea pipeline tensioning system is provided for providing tension to a subsea pipeline connected to a floating installation via a tension ring, said system comprising at least one subsea pipeline tensioner assembly , each subsea pipeline tensioner assembly comprising: a subsea pipeline tensioning cylinder, said subsea pipeline tensioning cylinder including a cylindrical rod, at least one first pulley attached to the cylindrical rod, a steel cable having a first and a second end, the first end being fixed to the tension ring and the second end being fixed to the floating installation; while the steel cable extends between the tension ring and the cylinder piston through at least one first pulley and at least one second pulley.

[00018] Pelo menos, uma polia pode ser giratória ao redor de um eixo paralelo ao duto submarino durante utilização.[00018] At least one pulley may be rotatable around an axis parallel to the submarine pipeline during use.

[00019] A razão entre o diâmetro (d) do cabo de aço e o diâmetro (D) de, pelo menos, uma dentre, pelo menos, uma primeira ou segunda polia pode ser de, no mínimo, 30.[00019] The ratio between the diameter (d) of the steel cable and the diameter (D) of at least one of at least one first or second pulley can be at least 30.

[00020] O sistema de tensionamento de duto submarino pode compreender 4, 6, 8 ou 10 conjuntos tensores de duto submarino. A haste cilíndrica pode funcionar em tensão.[00020] The subsea pipeline tensioning system may comprise 4, 6, 8 or 10 subsea pipe tension assemblies. The cylindrical rod can work in tension.

[00021] Em uma aplicação, é fornecida uma instalação flutuante que compreende um sistema de tensionamento de duto submarino.[00021] In one application, a floating installation comprising a subsea pipeline tensioning system is provided.

[00022] A instalação flutuante pode compreender uma delimitação física que cobre, ao menos parcialmente, o cilindro de tensionamento do duto submarino de, pelo menos, um conjunto de tensor do duto submarino, sendo a referida delimitação física configurada para bloquear, ao menos parcialmente, qualquer exposição direta à água do ambiente do cilindro de tensionamento do duto submarino, durante o uso.[00022] The floating installation may comprise a physical boundary that at least partially covers the subsea pipeline tensioning cylinder of at least one subsea pipeline tensioner assembly, said physical boundary being configured to at least partially block , any direct exposure to ambient water of the subsea pipeline tensioning cylinder during use.

[00023] A instalação flutuante pode compreender, ainda, uma janela de casco, caracterizado pelo cilindro de tensionamento do duto submarino de, pelo menos, um conjunto de tensor do duto submarino ser posicionado do lado de fora da janela de casco.[00023] The floating installation may further comprise a hull window, characterized in that the submarine pipeline tensioning cylinder of at least one submarine pipeline tensioner assembly is positioned outside the hull window.

[00024] A delimitação física pode compreender as paredes da janela de casco.[00024] The physical delimitation may comprise the hull window walls.

[00025] O cilindro de tensionamento do duto submarino de, pelo menos, um conjunto de tensor do duto submarino pode ser posicionado abaixo de uma plataforma de perfuração e um convés da instalação flutuante.[00025] The subsea pipeline tensioning cylinder of at least one subsea pipeline tensioner assembly may be positioned below a drilling platform and a deck of the floating installation.

[00026] O cilindro de tensionamento do duto submarino de, pelo menos, um conjunto de tensor do duto submarino pode ser posicionado em uma estrutura de base da instalação flutuante, a estrutura de base prolongando-se, pelo menos parcialmente, ao redor da janela de casco e abaixo de uma linha d’água e caracterizado pelo cilindro de tensionamento do duto submarino ser posicionado na estrutura de base pelo menos parcialmente abaixo da linha d’água.[00026] The subsea pipeline tensioning cylinder of at least one subsea pipeline tensioner assembly may be positioned on a base structure of the floating installation, the base structure extending at least partially around the window hull and below a waterline and characterized in that the subsea pipeline tensioning cylinder is positioned in the base structure at least partially below the waterline.

[00027] Um sistema de acordo com a invenção é aplicável para navios-sonda, semissubmersíveis e boias com arranjos de baixo recuo e recuos na plataforma de perfuração.[00027] A system according to the invention is applicable for drillships, semi-submersibles and buoys with low setback arrangements and setbacks on the drilling platform.

[00028] Na descrição a seguir, vários detalhes específicos são apresentados para fornecer entendimento total das aplicações do sistema reivindicado. Uma pessoa especialista na técnica relevante, no entanto, reconhecerá que estas aplicações podem ser postas em prática sem um ou mais dos referidos detalhes específicos, ou com outros componentes, sistemas, etc. Em outras ocasiões, estruturas ou operações conhecidas não são mostradas, ou não são descritas em maior detalhe, a fim de evitar o obscurecimento de aspectos das aplicações divulgadas.[00028] In the following description, several specific details are presented to provide full understanding of the applications of the claimed system. A person skilled in the relevant art, however, will recognize that these applications can be put into practice without one or more of said specific details, or with other components, systems, etc. On other occasions, known structures or operations are not shown, or are not described in greater detail, in order to avoid obscuring aspects of the disclosed applications.

BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[00029] A Figura 1 é uma visualização em corte transversal de uma técnica prévia de um sistema de Tensor de Ação Direta (DAT) posicionado no interior de uma janela de casco de um navio-sonda.[00029] Figure 1 is a cross-sectional view of a prior art Direct Action Tensor (DAT) system positioned inside a hull window of a drillship.

[00030] A Figura 2 é uma visualização em corte transversal de uma técnica prévia de um sistema de Tensor de duto submarino com cabo de Aço (WLT) posicionado em um navio- sonda.[00030] Figure 2 is a cross-sectional view of a prior art subsea steel cable pipeline tensioner (WLT) system positioned on a drillship.

[00031] A Figura 3 é uma visualização em perspectiva de uma técnica prévia de um sistema de Tensor de Duto Submarino com Cabo de Aço (WLT).[00031] Figure 3 is a perspective view of a prior art of a Steel Rope Subsea Pipeline Tensioner (WLT) system.

[00032] A Figura 4 é uma visualização em corte transversal de um sistema de tensionamento de duto submarino, de acordo com a invenção.[00032] Figure 4 is a cross-sectional view of a submarine pipeline tensioning system, according to the invention.

[00033] A Figura 5 é uma visualização em corte transversal de outro sistema de tensionamento de duto submarino, de acordo com a invenção.[00033] Figure 5 is a cross-sectional view of another subsea pipeline tensioning system, according to the invention.

[00034] A Figura 6 é uma visualização em corte transversal de um sistema de tensionamento de duto submarino, de acordo com outro aspecto da invenção.[00034] Figure 6 is a cross-sectional view of a submarine pipeline tensioning system, according to another aspect of the invention.

[00035] A Figura 7 é uma visualização superior de uma disposição de sistemas tensores de duto submarino, de acordo com a presente invenção.[00035] Figure 7 is a top view of an arrangement of submarine pipeline tensioning systems, in accordance with the present invention.

[00036] A Figura 8 é uma visualização em corte transversal de um sistema de tensionamento de duto submarino, de acordo com a invenção, disposto no interior do casco de um navio-sonda.[00036] Figure 8 is a cross-sectional view of a submarine pipeline tensioning system, according to the invention, arranged inside the hull of a drillship.

[00037] A Figura 9 é uma visualização em corte transversal do sistema de tensionamento de duto submarino da Figura 5, em que os cilindros tensores do duto submarino são posicionados no interior de um casco flutuante típico.[00037] Figure 9 is a cross-sectional view of the submarine pipeline tensioning system of Figure 5, in which the submarine pipeline tensioning cylinders are positioned within a typical floating hull.

[00038] A Figura 10 é uma visualização em corte transversal do sistema de tensionamento de duto submarino da Figura 5, em que os cilindros tensores do duto submarino são posicionados no interior de um casco semissubmersível típico.[00038] Figure 10 is a cross-sectional view of the submarine pipeline tensioning system of Figure 5, in which the submarine pipeline tensioning cylinders are positioned inside a typical semi-submersible hull.

[00039] A Figura 11 é uma visualização em corte transversal de outro sistema de tensionamento de duto submarino, de acordo com a invenção.[00039] Figure 11 is a cross-sectional view of another subsea pipeline tensioning system, according to the invention.

DETAILED DESCRIPTION

[00040] A Figura 1 mostra um sistema DAT típico da técnica prévia, estruturado em uma instalação offshore, em que o sistema DAT consiste em uma pluralidade de cilindros tensores de ação direta 10 que puxam um duto submarino 14. Os cilindros 10 são conectados a um anel de tensão 13 através de manilhas de anel de tensão 4. Apoiado pela estrutura abaixo da área da plataforma de perfuração 5 e conectado a um anel de junta telescópica 6, gerando empuxo quase constante no duto submarino 14.[00040] Figure 1 shows a typical prior art DAT system, structured in an offshore installation, in which the DAT system consists of a plurality of direct acting tension cylinders 10 that pull a subsea pipeline 14. The cylinders 10 are connected to a tension ring 13 through tension ring shackles 4. Supported by the structure below the drilling rig area 5 and connected to a telescopic joint ring 6, generating almost constant thrust in the subsea pipeline 14.

[00041] Nestes sistemas, os cilindros tensores de duto submarino 10 são localizados em uma área de janela de casco 7 fornecida na instalação offshore, diretamente acima da linha d’água 8. Os principais componentes são os cilindros 10 que geram uma força de empuxo no duto submarino 14. Esta força de empuxo é gerada por pressão pneumática em volume fechado. O sistema é completamente passivo, e precisa de pouca atenção durante uma operação de perfuração, se mantido em boas condições. Cada cilindro 10 inclui, normalmente, um sistema de posicionamento para determinar posição, velocidade e direção do movimento da haste. Um lado da haste cilíndrica do cilindro é conectado a um acumulador de alta pressão (não mostrado) através de uma válvula de corte, e um lado do pistão do cilindro é conectado a um vaso de baixa pressão (não mostrado) para preservação de nitrogênio. A mangueira e o pescoço de ganso conectam os cilindros tensores 10 para cortar as sapatas posicionadas na área da janela de casco 7. Os sistemas DAT normalmente pesam pouco em comparação aos sistemas WLT, que serão descritos abaixo.[00041] In these systems, the subsea pipeline tension cylinders 10 are located in a hull window area 7 provided in the offshore installation, directly above the waterline 8. The main components are the cylinders 10 which generate a buoyant force in submarine pipeline 14. This buoyancy force is generated by pneumatic pressure in a closed volume. The system is completely passive, and needs little attention during a drilling operation if kept in good condition. Each cylinder 10 typically includes a positioning system for determining position, speed and direction of rod movement. One side of the cylinder's cylindrical rod is connected to a high-pressure accumulator (not shown) through a shut-off valve, and one side of the cylinder's piston is connected to a low-pressure vessel (not shown) for nitrogen preservation. The hose and gooseneck connect tension cylinders 10 to cutting shoes positioned in the hull window area 7. DAT systems typically weigh little compared to WLT systems, which will be described below.

[00042] As Figuras 2 e 3 mostram sistemas WLT típicos da técnica prévia, estruturados em uma instalação offshore. Neste sistema, os cilindros tensores de duto submarino com cabo de aço 10 são localizados na área da plataforma de perfuração 5. Cilindros tensores de duto submarino com cabo de aço 10 são tipicamente posicionados de forma simétrica ao redor de um eixo de centro do poço 16 no nível da plataforma de perfuração.[00042] Figures 2 and 3 show typical prior art WLT systems, structured in an offshore installation. In this system, wireline subsea pipeline tensioning cylinders 10 are located in the area of the drilling platform 5. Wireline subsea pipeline tensioning cylinders 10 are typically positioned symmetrically around a well center axis 16 at the drilling rig level.

[00043] O sistema WLT é projetado para manter tensão quase constante no duto submarino 14 através de uma pluralidade de cabos de aço 11. Ele mantém a tensão em cada cabo de aço 11, conectado a um anel de tensão 13 no duto submarino 14. Os cabos de aço 11 a partir do anel de tensão 13 passam através de polias loucas articuladas por dobradiças 12 e, a seguir, ao redor dos conjuntos de polias 15a-d em cada extremidade dos cilindros tensores 10. Os cabos de aço 11 podem então passar, por exemplo, três vezes ao redor de um tambor de amortecimento (não mostrado), e o cabo de aço termina ancorado a uma braçadeira (não mostrada).[00043] The WLT system is designed to maintain nearly constant tension in the subsea pipeline 14 through a plurality of steel cables 11. It maintains tension in each steel cable 11, connected to a tension ring 13 in the subsea pipeline 14. The steel cables 11 from the tension ring 13 pass through hinged idler pulleys 12 and then around the pulley assemblies 15a-d at each end of the tension cylinders 10. The steel cables 11 can then pass, for example, three times around a damping drum (not shown), and the steel cable ends up anchored to a clamp (not shown).

[00044] Uma vez que os cilindros tensores do duto submarino 10 não são localizados na área da janela de casco, o sistema WLT é, geralmente, mais protegido contra exposição à água do mar em comparação com o 25 sistema DAT.[00044] Since the tension cylinders of the subsea pipeline 10 are not located in the hull window area, the WLT system is generally more protected against exposure to seawater compared to the DAT system.

[00045] Na figura 4, uma primeira aplicação de um sistema de tensionamento de duto submarino 100 para uma instalação flutuante é mostrada, de acordo com o presente documento, em que o sistema de tensionamento de duto submarino 100, para maior simplicidade, é mostrado com dois conjuntos tensores de duto submarino operados individualmente 30a e 30b. Cada um dos conjuntos tensores de duto submarino 30a e 30b compreendem cilindros tensores do duto submarino 10a, 10b operados individualmente, polias 12a, 12b e cabos de aço 11a, 11b.[00045] In figure 4, a first application of a subsea pipeline tensioning system 100 for a floating installation is shown, in accordance with the present document, in which the subsea pipeline tensioning system 100, for greater simplicity, is shown with two individually operated subsea pipeline tension assemblies 30a and 30b. Subsea pipeline tensioning assemblies 30a and 30b each comprise individually operated subsea pipeline tensioning cylinders 10a, 10b, pulleys 12a, 12b and steel cables 11a, 11b.

[00046] O cabo de aço 11a é conectado, em uma das extremidades, a uma haste cilíndrica 60a do conjunto do cilindro de tensionamento 10a, passado sobre uma polia 12a e conectado na outra extremidade a um anel de tensão 13 que fornece apoio a um duto submarino 14.[00046] The steel cable 11a is connected, at one end, to a cylindrical rod 60a of the tensioning cylinder assembly 10a, passed over a pulley 12a and connected at the other end to a tension ring 13 that provides support to a submarine pipeline 14.

[00047] O cabo de aço 11a é conectado, em uma das extremidades, a uma haste cilíndrica 60a do conjunto do cilindro de tensionamento 10a, passado sobre uma polia 12a e conectado na outra extremidade a um anel de tensão 13 que fornece apoio a um duto submarino 14. O duto submarino 14 se prolonga para baixo na direção do leito marinho, ao longo de um eixo de duto submarino 20. (Consulte a Figura 5)[00047] The steel cable 11a is connected, at one end, to a cylindrical rod 60a of the tensioning cylinder assembly 10a, passed over a pulley 12a and connected at the other end to a tension ring 13 that provides support to a subsea pipeline 14. Subsea pipeline 14 extends downward toward the seabed along a subsea pipeline axis 20. (See Figure 5)

[00048] Cada uma das polias 12a e 12b podem ser articuladas ao redor de um eixo vertical. Durante o uso, as polias 12a e 12b podem ser fixadas em um ponto adequado na estrutura da instalação flutuante, preferencialmente as polias 12a e 12b são fixadas acima ou nas proximidades de uma janela de casco 7 (consulte as Figuras 8-10).[00048] Each of the pulleys 12a and 12b can be articulated around a vertical axis. During use, pulleys 12a and 12b may be fixed at a suitable point on the structure of the floating installation, preferably pulleys 12a and 12b are fixed above or in the vicinity of a hull window 7 (see Figures 8-10).

[00049] A Figura 5 mostra uma segunda aplicação do sistema de tensionamento de duto submarino 100 de acordo com a presente invenção, onde é mostrado um cabo de aço 11a que se prolonga entre uma haste cilíndrica 60a do conjunto de cilindros tensores 10a e o anel de tensão 13, enquanto um cabo de aço 11b se prolonga entre uma haste cilíndrica 60b do conjunto de cilindros tensores 10b e o anel de tensão 13. Nesta aplicação, cada um dos cabos de aço 11a, 11b passa sobre uma respectiva primeira polia 12a ou 12b, e uma respectiva segunda polia 12c ou 12d. As polias 12c e 12d podem ser articuladas ao redor de um eixo vertical e, durante o uso, são preferencialmente fixas acima ou nas proximidades de uma janela de casco 7 (consulte as Figuras 8-10).[00049] Figure 5 shows a second application of the submarine pipeline tensioning system 100 according to the present invention, where a steel cable 11a is shown extending between a cylindrical rod 60a of the set of tensioning cylinders 10a and the ring of tension 13, while a steel cable 11b extends between a cylindrical rod 60b of the set of tension cylinders 10b and the tension ring 13. In this application, each of the steel cables 11a, 11b passes over a respective first pulley 12a or 12b, and a respective second pulley 12c or 12d. Pulleys 12c and 12d may be pivoted around a vertical axis and, during use, are preferably fixed above or in the vicinity of a hull window 7 (see Figures 8-10).

[00050] Na Figura 5, o sistema de tensionamento de duto submarino 100 é mostrado, para maior simplicidade, com apenas dois conjuntos tensores de duto submarino, operados individualmente. No entanto, deve-se entender que o sistema de tensionamento de duto submarino 100, de acordo com a presente invenção, pode compreender mais de dois conjuntos tensores de duto submarino, como será explicado de acordo com a Figura 7.[00050] In Figure 5, the subsea pipeline tensioning system 100 is shown, for simplicity, with only two subsea pipe tensioning assemblies, operated individually. However, it should be understood that the subsea pipeline tensioning system 100 in accordance with the present invention may comprise more than two subsea pipeline tensioning assemblies, as will be explained in accordance with Figure 7.

[00051] A Figura 6 mostra outra aplicação, de acordo com um aspecto da presente invenção. Nesta aplicação, é fornecido um sistema de tensionamento de duto submarino 100 para fornecimento de tensão a um duto submarino 14 conectado a uma instalação flutuante 1 (consulte as Figuras 8-10) através de um anel de tensão 13. As hastes cilíndricas 60a e 60b são, em suas extremidades, conectadas a polias 12’. Os cabos de aço 11a e 11b se prolongam a partir de um ponto de fixação na estrutura da instalação 1 (por exemplo, um convés) e suas outras extremidades são conectadas ao anel de tensão 13. Os cabos de aço 11a e 11b se prolongam, respectivamente, através das polias 12’ conectadas às hastes cilíndricas 60a e 60b, através de uma segunda polia 12’’ conectada à estrutura da instalação 1 e ao anel de tensão 13. As hastes cilíndricas 60a e 60b operam em tensão, e através das polias 12’ fornecem tensão aos cabos de aço 11a e 11b. Nesta aplicação, uma razão de transmissão de 1:2 entre o movimento da haste cilíndrica e do cabo de aço pode ser obtida, permitindo assim um comprimento menor de movimentação projetado para os conjuntos de cilindros tensores 10a e 10b em relação à distância percorrida pelo anel de tensão 13.[00051] Figure 6 shows another application, according to an aspect of the present invention. In this application, a subsea pipeline tensioning system 100 is provided for supplying tension to a subsea pipeline 14 connected to a floating installation 1 (see Figures 8-10) through a tension ring 13. Cylindrical rods 60a and 60b are, at their ends, connected to pulleys 12'. Steel cables 11a and 11b extend from an attachment point on the installation structure 1 (e.g. a deck) and their other ends are connected to the tension ring 13. Steel cables 11a and 11b extend, respectively, through the pulleys 12' connected to the cylindrical rods 60a and 60b, through a second pulley 12'' connected to the installation frame 1 and to the tension ring 13. The cylindrical rods 60a and 60b operate in tension, and through the pulleys 12' provide tension to wire ropes 11a and 11b. In this application, a 1:2 transmission ratio between the movement of the cylindrical rod and the steel cable can be obtained, thus allowing a shorter length of movement designed for tension cylinder sets 10a and 10b in relation to the distance traveled by the ring voltage 13.

[00052] A Figura 7 mostra, de cima, a aplicação do sistema de tensionamento de duto submarino 100 de acordo com a Figura 4, onde se pode ver que a aplicação do sistema de tensionamento de duto submarino 100 compreende oito conjuntos tensores de duto submarino individuais, cada um deles compreendendo conjuntos de cilindro de tensionamento 10a-10h, os referidos conjuntos de cilindros tensores 10a-10h sendo organizados em dois grupos, e cada grupo compreendendo quatro conjuntos de cilindros tensores 10a-10d, 10e-10h, onde os grupos de cilindros tensores são posicionados em lados opostos ao redor de um anel de tensão 13 para um duto submarino 14.[00052] Figure 7 shows, from above, the application of the subsea pipeline tensioning system 100 in accordance with Figure 4, where it can be seen that the application of the subsea pipeline tensioning system 100 comprises eight subsea pipeline tensioning assemblies individual groups, each comprising tension cylinder assemblies 10a-10h, said tension cylinder assemblies 10a-10h being organized into two groups, and each group comprising four tension cylinder assemblies 10a-10d, 10e-10h, wherein the groups of tension cylinders are positioned on opposite sides around a tension ring 13 for a subsea pipeline 14.

[00053] Cada um dos conjuntos de cilindros tensores 10a-10h será conectado a um cabo de aço respectivo 11a-11h, sendo cada cabo de aço 11a-11h prolongado entre uma haste cilíndrica (consulte, por exemplo, Fig. 20 4) dos conjuntos de cilindros tensores 10a-10h e o anel de tensão 13, e passando sobre as polias respectivas 12a-12h.[00053] Each of the sets of tension cylinders 10a-10h will be connected to a respective steel cable 11a-11h, each steel cable 11a-11h being extended between a cylindrical rod (see, for example, Fig. 20 4) of the sets of tension cylinders 10a-10h and the tension ring 13, and passing over the respective pulleys 12a-12h.

[00054] A Figura 8 mostra o sistema de tensionamento de duto submarino 100 de acordo com a Figura 4 estruturado em uma instalação offshore 1, em que os conjuntos de cilindros tensores 10a-10h (apenas dois conjuntos de cilindros tensores 10a, 10b são mostrados, para maior simplicidade) são posicionados ao redor de uma janela de casco 7 com um duto submarino 14 em seu interior.[00054] Figure 8 shows the subsea pipeline tensioning system 100 according to Figure 4 structured in an offshore installation 1, in which sets of tension cylinders 10a-10h (only two sets of tension cylinders 10a, 10b are shown , for greater simplicity) are positioned around a hull window 7 with a submarine duct 14 inside.

[00055] Uma delimitação física na forma de paredes 7’ cobre, pelo menos parcialmente, os conjuntos de cilindros tensores 10a-10h e, opcionalmente, as polias 12a-12h, de modo que os conjuntos de cilindros tensores 10a-10h e as polias 12a-12h não sejam expostas diretamente à água do mar, ou pelo menos parcialmente protegidas contra exposição à água do mar.[00055] A physical boundary in the form of walls 7' covers, at least partially, the sets of tension cylinders 10a-10h and, optionally, the pulleys 12a-12h, so that the sets of tension cylinders 10a-10h and the pulleys 12a-12h are not directly exposed to seawater, or at least partially protected from exposure to seawater.

[00056] Em uma aplicação preferida, as paredes 7’ formam parte da estrutura da janela de casco 7. Proveitosamente, os conjuntos de cilindros tensores 10a-10h são colocados do lado de fora da janela de casco 7. Em uma aplicação preferida, os conjuntos de cilindros tensores 10a- 10h são colocados do lado de fora de uma janela de casco 7 e abaixo de uma plataforma de perfuração 5 e um convés 9 da instalação offshore. A instalação offshore 1 pode compreender, também, uma estrutura de base 16, em que a estrutura de base 16 se prolonga, pelo menos parcialmente, ao redor da janela de casco 7 e abaixo de uma linha d’água 8, durante o funcionamento da instalação offshore. Em outra aplicação preferida, os conjuntos de cilindros tensores 10a-10h são posicionados na estrutura de base 16 pelo menos parcialmente abaixo da linha d’água 8.[00056] In a preferred application, the walls 7' form part of the hull window structure 7. Usefully, the sets of tension cylinders 10a-10h are placed on the outside of the hull window 7. In a preferred application, the sets of tension cylinders 10a-10h are placed outside a hull window 7 and below a drilling platform 5 and a deck 9 of the offshore installation. The offshore installation 1 may also comprise a base structure 16, wherein the base structure 16 extends, at least partially, around the hull window 7 and below a waterline 8, during operation of the offshore installation. In another preferred application, sets of tension cylinders 10a-10h are positioned in the base structure 16 at least partially below the waterline 8.

[00057] Ao fornecer um sistema de tensionamento de duto submarino de acordo com a presente invenção, um grau considerável de flexibilidade de modelo foi alcançado, proporcionando liberdade para posicionar os conjuntos de cilindros tensores 10a-10h abaixo de uma plataforma de perfuração 5 e/ou um convés 9 de uma instalação offshore, ao manter diversas vantagens de tensionamento de ação direta ou de um sistema WLT. Exemplos incluem baixa complexidade, flexibilidade, baixo atrito, alta confiabilidade e baixos requisitos de manutenção.[00057] By providing a subsea pipeline tensioning system in accordance with the present invention, a considerable degree of design flexibility has been achieved, providing freedom to position tension cylinder assemblies 10a-10h below a drilling platform 5 and/or or a deck 9 of an offshore installation, while maintaining several advantages of direct acting tensioning or a WLT system. Examples include low complexity, flexibility, low friction, high reliability and low maintenance requirements.

[00058] A possibilidade de posicionar os cilindros tensores do lado de fora da janela de casco 7 e/ou dentro da estrutura de base 16 facilita tubulações curtas para fluido hidráulico, reduzindo, desta forma, variações de carga causadas por resistência de fluxo hidráulico. Isto pode ser alcançado ao posicionar quaisquer acumuladores e equipamentos hidráulicos/pneumáticos necessários relacionados nas proximidades dos cilindros tensores 10a-10h.[00058] The possibility of positioning the tension cylinders outside the hull window 7 and/or inside the base structure 16 facilitates short pipelines for hydraulic fluid, thus reducing load variations caused by hydraulic flow resistance. This can be achieved by positioning any accumulators and related necessary hydraulic/pneumatic equipment in close proximity to tension cylinders 10a-10h.

[00059] De acordo com a presente invenção, os cilindros tensores também podem ser colocados em áreas com restrição espacial, por exemplo, em uma estrutura de base ao longo de paredes verticais 7’, enquanto as polias usadas podem, ainda, ser projetadas em tamanho suficiente para garantir baixo desgaste do cabo de aço. (Normalmente, isso significa uma razão de diâmetro entre polia e cabo, D/d, de aproximadamente 30.) O posicionamento dos conjuntos de cilindros tensores 10a-10h em uma posição mais baixa que a plataforma de perfuração 5 e o convés 9 de uma instalação flutuante é vantajoso, em termos de estabilidade da embarcação e centro de gravidade, além de livrar espaço para outros equipamentos na plataforma de perfuração 5, no convés 9 e na janela de casco 7, onde geralmente ocorrem problemas de falta de espaço.[00059] According to the present invention, the tension cylinders can also be placed in areas with spatial restrictions, for example, in a base structure along vertical walls 7', while the pulleys used can also be designed in sufficient size to ensure low wear on the steel cable. (Normally this means a pulley-to-cable diameter ratio, D/d, of approximately 30.) Positioning the tension cylinder assemblies 10a-10h in a position lower than the drilling rig 5 and deck 9 of a Floating installation is advantageous in terms of vessel stability and center of gravity, in addition to freeing up space for other equipment on drilling platform 5, on deck 9 and in hull window 7, where space shortage problems generally occur.

[00060] Deve-se entender que qualquer aplicação do sistema de tensionamento de duto submarino 100, de acordo com as Figuras 4 a 7, pode ser estruturada na instalação offshore 1.[00060] It should be understood that any application of the subsea pipeline tensioning system 100, according to Figures 4 to 7, can be structured in the offshore installation 1.

[00061] A Figura 9 mostra uma instalação offshore 1 na forma de uma embarcação semissubmersível, em que o sistema de tensionamento de duto submarino 100, de acordo com a Figura 5, é posicionado na embarcação semissubmersível. O sistema de tensionamento de duto submarino 100 é, em seguida, posicionado de modo que as paredes 7’ protegem os cilindros 10a-10h e os conjuntos de polias 12a-12h contra exposição à água do mar, de forma que o sistema de tensionamento de duto submarino 100 seja afetado em menor grau por intempéries offshore.[00061] Figure 9 shows an offshore installation 1 in the form of a semi-submersible vessel, in which the submarine pipeline tensioning system 100, according to Figure 5, is positioned on the semi-submersible vessel. The subsea pipeline tensioning system 100 is then positioned so that the walls 7' protect the cylinders 10a-10h and the pulley assemblies 12a-12h from exposure to seawater, so that the subsea pipeline tensioning system 100 is submarine pipeline 100 is affected to a lesser extent by offshore weather.

[00062] A Figura 10 mostra uma instalação offshore em forma de coluna 1, onde o sistema de tensionamento de duto submarino 100 é posicionado nas colunas da instalação offshore 1.[00062] Figure 10 shows a column-shaped offshore installation 1, where the subsea pipeline tensioning system 100 is positioned in the columns of the offshore installation 1.

[00063] A Figura 11 mostra uma aplicação alternativa do sistema de tensionamento de duto submarino 100, conforme descrito em relação à Figura 4. Nesta aplicação, os elementos guias 70a e 70b são fornecidos para guiar as hastes cilíndricas 60a e 60b, respectivamente. Cada elemento guia 70a e 70b é adaptado para guiar a respectiva haste cilíndrica 60a e 60b de forma linear, isto é, ao longo de uma rota linear, que se estende na direção longitudinal do respectivo conjunto de cilindro de tensionamento 10a ou 10b. Preferencialmente, os elementos guia 70a e 70b apoiam as hastes cilíndricas 60a e 60b ao longo de seu movimento completo. Os elementos guia 70a e 70b garantem que as hastes cilíndricas 60a e 60b não sejam expostas a curvatura excessiva ou forças transversais (laterais), em particular em suas posições projetadas para fora, tais como na situação mostrada na Fig. 11. Isto é particularmente importante para cilindros de curso longo, tipicamente usado em muitas instalações descritas aqui (cf. Figs. 8-10). Os elementos guia 70a e 70b podem ser na forma de guias ou trilhos, ao longo dos quais as hastes cilíndricas 60a e 60b são orientadas. Proveitosamente, os elementos guia 70a e 70b são fixados na parede 7’, permitindo que as hastes cilíndricas 60a e 60b se prolonguem de forma paralela à parede 7’.[00063] Figure 11 shows an alternative application of the subsea pipeline tensioning system 100, as described in relation to Figure 4. In this application, guide elements 70a and 70b are provided to guide cylindrical rods 60a and 60b, respectively. Each guide element 70a and 70b is adapted to guide the respective cylindrical rod 60a and 60b linearly, that is, along a linear route, which extends in the longitudinal direction of the respective tensioning cylinder assembly 10a or 10b. Preferably, the guide elements 70a and 70b support the cylindrical rods 60a and 60b throughout their complete movement. The guide elements 70a and 70b ensure that the cylindrical rods 60a and 60b are not exposed to excessive bending or transverse (lateral) forces, in particular in their outwardly projecting positions, such as in the situation shown in Fig. 11. This is particularly important for long stroke cylinders, typically used in many installations described here (cf. Figs. 8-10). The guide elements 70a and 70b may be in the form of guides or rails, along which the cylindrical rods 60a and 60b are oriented. Advantageously, the guide elements 70a and 70b are fixed to the wall 7', allowing the cylindrical rods 60a and 60b to extend parallel to the wall 7'.

[00064] Tipicamente, um sistema de tensionamento de duto submarino de acordo com qualquer uma das aplicações acima consistirá em 4, 6, 8 ou 10 cilindros tensores de duto submarino 10a-10h. A quantidade de cilindros tensores de duto submarino depende da aplicação e dos requisitos de carga.[00064] Typically, a subsea pipeline tensioning system according to any of the above applications will consist of 4, 6, 8 or 10 subsea pipeline tensioning cylinders 10a-10h. The quantity of subsea pipeline tension cylinders depends on the application and load requirements.

[00065] Proveitosamente, as hastes cilíndricas 60a, 60b dos cilindros tensores de duto submarino 10a-10h no sistema de tensionamento de duto submarino 100 ou a instalação 1 de acordo com a invenção, conforme descrita acima, funcionam em tensão, ao fornecerem uma força para tensionamento dos cabos de aço 11a-11h.[00065] Advantageously, the cylindrical rods 60a, 60b of the subsea pipeline tensioning cylinders 10a-10h in the subsea pipeline tensioning system 100 or the installation 1 according to the invention, as described above, function in tension, by providing a force for tensioning steel cables 11a-11h.

[00066] Isto dá a vantagem de que cilindros de curso longo podem ser usados, sem risco de forças de curvatura ou forças laterais, ao contrário de cilindros que funcionam em compressão.[00066] This gives the advantage that long stroke cylinders can be used, without risk of bending forces or lateral forces, unlike cylinders that work in compression.

[00067] Na descrição anterior, diversos aspectos do aparelho, de acordo com a invenção, foram descritos em referência às aplicações ilustrativas. Para fins de explicação, números específicos, sistemas e configurações são definidos para fornecer uma compreensão total do aparelho e seu funcionamento. No entanto, esta descrição não deve ser interpretada de forma limitante. Diversas modificações e variações da aplicação ilustrativa, assim como outras aplicações do aparelho, aparentes àqueles especialistas na técnica à qual o tema divulgado pertence, serão consideradas inclusas no escopo da presente invenção.[00067] In the previous description, various aspects of the apparatus, according to the invention, were described with reference to illustrative applications. For purposes of explanation, specific numbers, systems and configurations are defined to provide a full understanding of the device and its operation. However, this description should not be interpreted in a limiting way. Various modifications and variations of the illustrative application, as well as other applications of the apparatus, apparent to those skilled in the art to which the disclosed subject matter belongs, will be considered included within the scope of the present invention.

Claims

1) A floating installation (1), comprising: a subsea conductor tensioning system (100) for supplying tension to a subsea conductor (14) connected to the floating installation (1) through a tension ring (13), the subsea conductor tensioning system (100) comprising: at least one subsea conductor tensioner assembly (30a, 30b), each subsea conductor tensioner assembly (30a, 30b) comprising: a subsea conductor tensioning cylinder (10a -10h), comprising a cylinder rod (60a, 60b) configured to work under tension; at least one pulley (12a-12h); and a steel cable (11a-11h), comprising a first end and a second end, the first end being fixed to the tension ring (13) and the second end being fixed to the cylinder rod (60a, 60b), the cable steel (11a-11h) being configured to extend between the tension ring (13) and the cylinder piston through at least one pulley (12a-12h); a hull window (7); and a base structure (16) configured to extend, at least partially, around the hull window (7) and below a waterline (8); characterized in that: said subsea conductor tensioning cylinder (10a-10h) of at least one subsea conductor tensioner assembly (30a, 30b) is positioned on the base structure (16) of the floating installation (1); and by the underwater conductor tensioning cylinder (10a-10h) being positioned in the base structure (16), at least partially, below the waterline (8).

2) The floating installation (1) according to claim 1, characterized in that at least one pulley (12a-12h is, during use, configured to be pivotable around an axis parallel to the underwater conductor (14).

3) The floating installation (1) according to claim 1, characterized in that said steel cable (11a-11h) comprises a diameter (d) of steel cable; at least one of at least one pulley comprises a pulley diameter (D); and the ratio between the diameter (d) of the steel cable and the diameter of the pulley (D) is at least 30.

4) The floating installation (1) according to claim 1, characterized in that at least one underwater conductor tensioner assembly (30a, 30b) comprises 4, 6, 8 or 10 underwater conductor tensioner assemblies.

5) The floating installation (1) according to claim 1, characterized in that it further comprises: a physical delimitation (7') that covers, at least partially, the underwater conductor tensioning cylinder (10a-10h) of, at least at least one subsea conductor tensioner assembly (30a, 30b), the physical boundary (7') being configured to block, at least partially, any direct exposure of ambient water to the subsea conductor tensioning cylinder (10a-10h) during the use.

6) The floating installation (1) according to claim 5, characterized in that said underwater conductor tensioning system (100) further comprises: at least one guide element (70a, 70b) configured to guide the cylinder rod ( 60a, 60b) in a linear direction.

7) The floating installation (1) according to claim 6, characterized in that at least one guide element (70a, 70b) is fixed to the physical delimitation (7').

8) The floating installation (1) according to claim 5, characterized in that said hull window (7) comprises walls (7'); and by the physical delimitation (7') also include the walls of the hull window (7').

9) The floating installation (1) according to claim 1, further comprising: a drilling platform (5); and a deck (9); characterized by: said subsea conductor tensioning cylinder (10a-10h) of at least one subsea conductor tensioner assembly (30a, 30b) being arranged below the drilling platform (5) and the deck (5) of the installation floating.

10) The floating installation (1) according to claim 1, characterized in that said floating installation (1) is a drillship.