BR112018012770B1 - Método de conexão direta - Google Patents

Método de conexão direta Download PDF

Info

Publication number
BR112018012770B1
BR112018012770B1 BR112018012770-1A BR112018012770A BR112018012770B1 BR 112018012770 B1 BR112018012770 B1 BR 112018012770B1 BR 112018012770 A BR112018012770 A BR 112018012770A BR 112018012770 B1 BR112018012770 B1 BR 112018012770B1
Authority
BR
Brazil
Prior art keywords
pipe
channel
pipeline
subsea
subsea structure
Prior art date
Application number
BR112018012770-1A
Other languages
English (en)
Other versions
BR112018012770A2 (pt
Inventor
Nicolas MESSIAS
Richard Jansen
Michael BOUBLI
Stein Rune Rasmussen
Eric DAVANTURE
Danone Ryan Bauknight
Eric WAYMEL
Original Assignee
Technip Uk Limited
Technip N-Power
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Technip Uk Limited, Technip N-Power filed Critical Technip Uk Limited
Publication of BR112018012770A2 publication Critical patent/BR112018012770A2/pt
Publication of BR112018012770B1 publication Critical patent/BR112018012770B1/pt

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B41/00Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
    • E21B41/0007Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 for underwater installations
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/01Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
    • E21B43/013Connecting a production flow line to an underwater well head
    • E21B43/0135Connecting a production flow line to an underwater well head using a pulling cable
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/01Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
    • E21B43/0107Connecting of flow lines to offshore structures
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/01Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
    • E21B43/013Connecting a production flow line to an underwater well head
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16LPIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L1/00Laying or reclaiming pipes; Repairing or joining pipes on or under water
    • F16L1/12Laying or reclaiming pipes on or under water
    • F16L1/16Laying or reclaiming pipes on or under water on the bottom
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16LPIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L1/00Laying or reclaiming pipes; Repairing or joining pipes on or under water
    • F16L1/12Laying or reclaiming pipes on or under water
    • F16L1/20Accessories therefor, e.g. floats, weights
    • F16L1/23Pipe tensioning apparatus
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16LPIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L1/00Laying or reclaiming pipes; Repairing or joining pipes on or under water
    • F16L1/26Repairing or joining pipes on or under water

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Pipeline Systems (AREA)
  • Placing Or Removing Of Piles Or Sheet Piles, Or Accessories Thereof (AREA)

Abstract

MÉTODO DE CONEXÃO DIRETA. Esta invenção se refere a um método de posicionamento de uma extremidade de uma tubulação em uma estrutura submarina. O método compreende as etapas de: (a) fornecer um canal na estrutura submarina, em que o canal tem uma extremidade aberta adjacente a um receptáculo na estrutura submarina, (b) fornecer uma tubulação, (c) fixar um conector a uma extremidade da tubulação, (d) instalar a extremidade da tubulação com o conector fixado no canal, e (e) puxar a extremidade de tubulação ao longo do canal de modo que o conector saia da extremidade aberta do canal e seja recebido pelo receptáculo. A invenção também se refere a um canal para uso no método e a uma estrutura submarina em que o canal é fornecido na superfície superior da estrutura submarina.

Description

[0001] Esta invenção se refere a um método de posicionamento de uma extremidade de uma tubulação em uma estrutura submarina antes de essa extremidade ser conectada a equipamentos submarinos como um manifold, por exemplo. Esta invenção também se refere a um canal para uso no método, assim como a uma estrutura submarina que tem uma superfície superior, em que o canal é fornecido na superfície superior.
ANTECEDENTES
[0002] No campo de tubulações marinhas submarinas para transporte de fluidos, por exemplo, hidrocarbonetos como óleo e gás, é frequentemente necessário conectar uma extremidade de uma tubulação a equipamentos submarinos como um manifold ou similares, em que esses equipamentos submarinos são instalados em uma estrutura submarina como uma plataforma ou uma estrutura de suporte ancorada no leito marinho. Em relação à invenção, o termo “estrutura submarina” é usado para se referir ao suporte, em geral, montado no leito marinho, sobre o qual os equipamentos submarinos (por exemplo, um manifold) são montados.
[0003] Durante o uso, uma tubulação submarina pode sofrer forças axiais grandes devido à pressão e aos efeitos térmicos do fluido em circulação. Assim, se uma extremidade de tubulação for conectada diretamente a equipamentos submarinos (conhecidos como conexão direta), essas forças pode transferir estresse significativo a esses equipamentos submarinos.
[0004] Além disso, durante o processo de conexão (ou tie-in), é necessária força significativa para mover a tubulação em direção à parte dos equipamentos submarinos aos quais deve ser conectada. Essa força é requerida devido a fatores como a rigidez e o peso da tubulação, e o atrito com o leito marinho ou fundo do mar.
[0005] Um método conhecido para tentar abordar esses problemas é chamado de conexão de carretel. Em um método de conexão de carretel, em vez de conectar a tubulação diretamente aos equipamentos submarinos montados na estrutura submarina, em que a extremidade de tubulação é instalada próximo dos equipamentos submarinos e uma peça pequena do tubo conhecida como um carretel (ou tubo de ponte ou tubo terminal), que pode ser rígido ou flexível, é fornecido entre uma extremidade da tubulação e os equipamentos submarinos. O carretel é projetado para acomodar as forças sofridas pela tubulação, e assim reduzir as forças nos equipamentos submarinos.
[0006] Existem dois tipos principais de carretel. O primeiro tipo é conhecido como um carretel rígido. Os carretéis rígidos são normalmente em formato de L, Z, M ou U, e permitem a flexão das partes retilíneas do carretel mutuamente. Desse modo, as forças nos equipamentos submarinos podem ser reduzidas. Os exemplos de dois tipos de carretel rígido são mostrados na Figura 1 conectados a equipamentos submarinos 1 que são montados em uma estrutura submarina (não mostrado). Um carretel rígido em Z 5 é mostrado conectado em sua primeira extremidade 10 ao primeiro ponto de conexão 20 em equipamentos submarinos 1. A segunda extremidade 15 de carretel rígido em Z 5 é conectada à extremidade da tubulação 25. Um carretel rígido em L 30 é mostrado conectado em sua primeira extremidade 35 ao segundo ponto de conexão 45 em equipamentos submarinos 1. A segunda extremidade 40 de carretel rígido em L 30 é conectada à extremidade de tubulação 50. Uma desvantagem de carretéis rígidos é que, quando a extremidade de tubulação é instalada no leito marinho, precisam ser feitas medições (metrologia submarina) a fim de fabricar uma peça de carretel rígido das dimensões direitas para inserção entre os equipamentos submarinos e a extremidade de tubulação. Isso leva tempo e requer o uso de embarcações de instalação.
[0007] O segundo tipo principal de carretel é um carretel flexível (ou tubo de ponte ou tubo terminal). Um carretel flexível adota em geral a forma de um tubo flexível pequeno que conecta a tubulação aos equipamentos submarinos. Os carretéis flexíveis são mais dispendiosos que os rígidos. Os exemplos de dois carretéis flexíveis são mostrados na Figura 2 conectados a equipamentos submarinos 1. O carretel flexível 55 é mostrado conectado em sua primeira extremidade 60 ao primeiro ponto de conexão 20 em equipamentos submarinos 1. A segunda extremidade 65 de carretel flexível 55 é conectada à tubulação 25. O carretel flexível 70 é mostrado conectado em sua primeira extremidade 75 ao segundo ponto de conexão 45 em equipamentos submarinos 1. A segunda extremidade 80 de carretel flexível 70 é conectada à tubulação 50.
[0008] Uma vez que é geralmente preferencial usar um método de conexão direta em vez de um método de conexão de carretel, vários métodos foram propostos a fim de fornecer uma maneira aprimorada de alcançar uma conexão direta.
[0009] Tal método de conexão direta é conhecido como “defletir para conectar”. Isso envolve instalar uma tubulação a uma distância predeterminada dos equipamentos submarinos aos quais deve ser fixada. A extremidade de tubulação é, então, defletida em direção ao ponto de conexão. As dificuldades com esse método incluem o alinhamento da extremidade de tubulação com o ponto de conexão, o espaço requerido no leito marinho e o nível de forças transferidas para o ponto de conexão. Um exemplo de um aparelho de “defletir para conectar” é mostrado na Figura 3. A tubulação 85 é instalada em uma posição predeterminada em relação a equipamentos submarinos 1. Vários auxiliadores de instalação como boias, correntes, guinchos, pesos, etc. (não mostrado na Figura 3) são usados para puxar a primeira extremidade 90 de tubulação 85 de modo que se conecte ao primeiro ponto de conexão 20 em equipamentos submarinos 1. A linha tracejada na Figura 3 mostra a tubulação 85 em sua posição defletida, com a primeira extremidade 90 conectada ao primeiro ponto de conexão 20 em equipamentos submarinos 1.
[0010] Os métodos de conexão quase direta são também conhecidos, nos quais os equipamentos submarinos são instalados após a tubulação estar em posição. Uma ferramenta de conexão é usada para mover os equipamentos submarinos em direção à extremidade da tubulação de modo que a conexão direta possa ser alcançada. Esse método é normalmente usado quando os equipamentos submarinos são relativamente pequenos e são conectados a um riser flexível ou carretel rígido em seu lado oposto permitindo o movimento dos equipamentos submarinos dentro de uma área pequena.
[0011] De fato, na maioria dos casos, os equipamentos submarinos já estão colocados e instalados em uma estrutura submarina ancorada a um leito marinho (uma estrutura à base de gravidade, por exemplo) antes de a tubulação a ser conectada ser instalada no mar. Entretanto, algumas vezes é útil instalar apenas a estrutura submarina, para instalar as tubulações com suas extremidades mais próximas à estrutura submarina e instalar os equipamentos submarinos na estrutura submarina após as tubulações são instaladas. Então, a conexão de carretel ou a conexão do tipo "defletir para conectar" pode ser realizada posteriormente para cada extremidade de tubulação a ser conectada aos equipamentos submarinos.
[0012] Um desenvolvimento mais recente é um método de conexão direta que usa seções de curvatura residual. Esse método é descrito em um documento ISOPE (Proceedings of the Twenty-fifth (2015) International Ocean and Polar Engineering Conference, 21 a 26 de junho de 2015 no Havaí, “Lay Method to Allow Direct Tie-in of Pipelines” de Nystrom, Endal, Lyngsaunet). O mesmo é frequentemente usado em conjunto com um método de instalação de bobina para instalação de uma tubulação sobre um leito marinho ou fundo do mar. A instalação de bobina envolve as etapas de (i) conectar seções de tubo terrestres, (ii) bobinar a tubulação resultante sobre uma bobina em um navio, e (iii) desembobinar a tubulação do navio a fim de instalá- la sobre o leito marinho ou fundo do mar. A tubulação é submetida à deformação plástica conforme é flexionada em torno da bobina. Conforme a tubulação é desembobinada durante a instalação, a mesma também é flexionada sobre um elemento de alinhamento antes de atravessar um alinhador (normalmente como série de roletes) e, então, em direção ao mar.
[0013] No método de conexão direta que usa seções de curvatura residual, o alinhador é usado para criar uma ou mais seções “pré-flexionadas” ou “alinhadas” (isto é, a seção de curvatura residual) na tubulação. Ou seja, a tubulação é submetida à deformação plástica que resulta na seção de curvatura residual. Essas uma ou mais seções são, em geral, criadas de modo que haja uma seção retilínea pequena (por exemplo, 50 a 100 m de comprimento) entre a seção de curvatura residual e a extremidade da tubulação que deve ser conectada. A seção de curvatura residual fornece um meio de absorver as forças sofridas pela tubulação, assim como uma redução no estresse transferido para a estrutura submarina. Um exemplo de uma conexão direta que usa seções de curvatura residual é mostrado na Figura 4. A tubulação 95 é mostrada conectada em sua primeira extremidade 100 ao segundo ponto de conexão 45 em equipamentos submarinos 1. A tubulação 95 compreende seção retilínea 105 que se estende a partir de sua primeira extremidade 100. A seção retilínea 105 tem tipicamente 50 a 100 m de comprimento. A seção pré-flexionada 110 se estende a partir da seção retilínea 105. Na extremidade de seção pré-flexionada 110 que é oposta à seção retilínea 105, há uma seção retilínea adicional 115. O significado de retilínea nesse parágrafo e, no contexto da invenção, é “sem curvatura residual” (isto é, sem deformação plástica). Obviamente, a seção retilínea poderia ser elasticamente deformada para ter uma leve curvatura sob carga externa, mas não tem curvatura residual, o que significa que a deformação plástica pode ser feita intencionalmente durante a instalação. Essa deformação elástica da seção retilínea é usada na invenção a fim de permitir o alinhamento da tubulação primeira extremidade com a interconexão de equipamentos submarinos.
[0014] A seção de curvatura residual pode ser encaixada em um sistema de tensionamento de cabo. Os sistemas de tensionamento de cabo compreendem, em geral, um cabo com uma primeira extremidade conectada próximo a uma primeira extremidade da seção de curvatura residual da tubulação, e uma segunda extremidade conectada próximo a uma segunda extremidade da seção de curvatura residual. A tensão no cabo pode, então, ser aumentada ou diminuída a fim de aumentar ou diminuir a flexão na seção de curvatura residual. Assim, o tensor de cabo pode ser usado para mover a extremidade da tubulação de modo que a mesma possa ser alinhada com o ponto de conexão nos equipamentos submarinos. A Figura 4 também mostra um exemplo de uma conexão direta que usa seções de curvatura residual e um tensor de cabo. Similar à tubulação 95, a tubulação 120 é mostrada conectada em sua primeira extremidade 125 ao primeiro ponto de conexão 20 em equipamentos submarinos 1. A tubulação 120 compreende seção retilínea 130 que se estende a partir de sua primeira extremidade 125. A seção retilínea 130 tem novamente 50 a 100 m de comprimento tipicamente. A seção pré-flexionada 135 se estende a partir da seção retilínea 130. Uma primeira extremidade 145a de tensor de cabo 145 é conectada a essa extremidade de seção pré-flexionada 135. Na extremidade de seção pré-flexionada 135 que é oposta à seção retilínea 130, há uma seção retilínea adicional 140. Uma segunda extremidade 145b de tensor de cabo 145 é conectada a essa extremidade oposta de seção pré-flexionada 135.
[0015] As tubulações submarinas são, em geral, definidas como tendo uma primeira extremidade (isto é, a extremidade que é inicialmente desembobinada no mar) e uma segunda extremidade (isto é, a extremidade oposta da tubulação, que entra no mar na extremidade do processo de desembobinamento). Assim, os métodos de conexão podem envolver conectar a primeira extremidade da tubulação a um equipamento submarino (primeira conexão de extremidade), ou conectar a segunda extremidade da tubulação a um equipamento submarino (segunda conexão de extremidade).
[0016] Quando se utiliza a conexão direta que usa método de seções de curvatura residual para segunda conexão de extremidade, a extremidade de tubulação pode ser colocada bem perto dos equipamentos submarinos aos quais deve ser conectada. A seção pré-flexionada da tubulação pode ser encaixada em um sistema de tensionamento de cabo ou auxiliador de flutuação para permitir que a flexão na tubulação seja aumentada de modo que a extremidade de tubulação possa ser retraída. Após a instalação da segunda extremidade da tubulação, a tensão no sistema de tensionamento de cabo (por exemplo) pode ser aumentada de modo que a extremidade de tubulação seja retraída. Isso cria folga suficiente de modo que a extremidade da tubulação possa, então, ser movida (conhecido como elevação e deslocamento) por um guindaste de embarcação, vários auxiliadores de instalação e pela liberação da tensão no cabo de modo que o mesmo possa conectado ao ponto de conexão nos equipamentos submarinos. Uma vantagem de tal conexão direta que usa curvatura residual é que as forças exercidas pela tubulação (expansão devido à pressão e à temperatura) nos equipamentos submarinos são amortecidas ou mitigadas pelas curvaturas residuais localizadas em todo o comprimento da tubulação. Entretanto, tal conexão requer a intervenção de uma embarcação de instalação para conexão final aos equipamentos submarinos.
[0017] Um método aprimorado de conexão direta, em particular, conexão direta de segunda extremidade, tem sido buscado.
DECLARAÇÃO DA INVENÇÃO
[0018] De acordo com um aspecto da invenção, é fornecido um método de posicionamento de uma extremidade de uma tubulação em uma estrutura submarina, em que o método compreende as etapas de: (a) fornecer um canal na estrutura submarina, em que o canal tem uma extremidade aberta adjacente a um receptáculo na estrutura submarina, (b) fornecer uma tubulação, (c) fixar um conector a uma extremidade da tubulação, (d) instalar a extremidade da tubulação com o conector fixado no canal, e (e) puxar a extremidade de tubulação ao longo do canal de modo que o conector saia da extremidade aberta do canal e seja recebido pelo receptáculo.
[0019] De acordo com um segundo aspecto da invenção, é fornecido um canal para uso no método descrito acima, em que o canal é fixável a uma superfície superior de uma estrutura submarina.
[0020] De acordo com um terceiro aspecto da invenção, é fornecido um método para instalar uma tubulação em um leito marinho a partir de uma barcaça de lançamento e posicionar uma extremidade da tubulação na estrutura submarina, em que o método compreende as etapas de: (a) desembobinar uma tubulação de uma bobina de tubulação no mar, e (b) posicionar a extremidade da tubulação em uma estrutura submarina conforme descrito acima.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS
[0021] Esta invenção será adicionalmente descrita em referência às seguintes Figuras que não se destinam a limitar o escopo da invenção reivindicada, nas quais:
[0022] A Figura 1 mostra uma conexão de carretel rígido da técnica anterior,
[0023] A Figura 2 mostra uma conexão de carretel flexível da técnica anterior,
[0024] A Figura 3 mostra uma conexão direta da técnica anterior que usa “defletir para conectar”,
[0025] A Figura 4 mostra uma conexão direta da técnica anterior que usa curvatura residual,
[0026] As Figuras 5(a) a (f) mostram uma vista em planta de um método para conectar uma extremidade de uma tubulação a equipamentos submarinos de acordo com uma modalidade da invenção,
[0027] A Figura 6 mostra uma vista lateral de uma tubulação sendo instalada em um canal em uma estrutura submarina em um método de acordo com uma modalidade da invenção,
[0028] A Figura 7 mostra uma vista em perspectiva de uma tubulação instalada em um canal em uma estrutura submarina em um método de acordo com uma modalidade da invenção,
[0029] A Figura 8 mostra uma vista lateral de uma tubulação sendo reinstalada em um canal em uma estrutura submarina em um método de acordo com uma modalidade da invenção,
[0030] A Figura 9 mostra uma vista em perspectiva de uma tubulação reinstalada em um canal em uma estrutura submarina em um método de acordo com uma modalidade da invenção,
[0031] A Figura 10 mostra uma vista em aproximação de uma tubulação reinstalada em um canal em uma estrutura submarina em um método de acordo com uma modalidade da invenção,
[0032] As Figuras 11 a 14 mostram a tubulação sendo puxada ao longo de e saindo de um canal em uma estrutura submarina em um método de acordo com uma modalidade da invenção.
DESCRIÇÃO DETALHADA
[0033] Em particular, a tubulação é uma tubulação submarina. Mais particularmente, o canal está na forma de um calha ou canaleta. Em particular, o canal é fornecido na superfície superior da estrutura submarina. No contexto da invenção, os termos como “topo” ou “superior” são usados para significarem o lado da estrutura submarina que está mais próximo da superfície do mar e/ou mais afastado do leito marinho, durante o uso. De modo similar, os termos como “fundo” ou “inferior” são usados para significarem o lado da estrutura submarina que está mais afastado da superfície do mar e/ou mais próximo do leito marinho, durante o uso.
[0034] Em relação à invenção, o termo “adjacente” é usado para significar próximo o suficiente do receptáculo na estrutura submarina para permitir que a extremidade de tubulação seja recebida pelo receptáculo quando sai da extremidade aberta do canal.
[0035] O método da invenção pode encurtar significativamente a extensão de tempo necessária para instalar uma tubulação e conectá-la a equipamentos submarinos. Por exemplo, o mesmo pode permitir que essas etapas sejam executadas no mesmo dia, se os equipamentos submarinos já estiverem instalados na estrutura submarina, em vez de em dias separados. Ou pode permitir que a extremidade de tubulação seja posicionada em um receptáculo em uma estrutura submarina de modo que, uma vez que os equipamentos submarinos são posteriormente instalados na estrutura submarina, a extremidade de tubulação esteja pronta para conexão ao ponto de conexão dos equipamentos submarinos por uma simples operação de puxamento/encaixe. Na realidade, o alinhamento já está feito e um puxamento fácil em uma distância curta é tudo que se faz necessário. O uso de instalação de embarcação que usa um guindaste para manipular a extremidade de tubulação a fim de trazê-la para os ponto de conexão de equipamentos submarinos pode, portanto, ser evitado. Um VRO (Veículo Remotamente Operado) ou uma ferramenta de puxamento automático pode realizar a conexão final. Isso pode resultar em economias significativas em termos de equipamentos, tempo de embarcação e mão-de-obra.
[0036] Mais particularmente, na etapa (e), a tubulação pode sair da extremidade aberta do canal de modo que seja recebida por um suporte na estrutura submarina chamada de receptáculo. Em algumas modalidades, o método pode, então, compreender as etapas de remover o canal da estrutura submarina e instalar os equipamentos submarinos como um manifold na estrutura submarina. Em particular, os equipamentos submarinos têm um ponto de conexão que, quando instalado na estrutura submarina, é adjacente à extremidade de tubulação que repousa sobre o receptáculo da estrutura submarina. A extremidade de tubulação e o ponto de conexão já estão alinhados, permitindo uma conexão simples de puxamento. Esse alinhamento entre a extremidade de tubulação e o ponto de conexão do manifold é feito com o uso do canal. O movimento da extremidade de tubulação no canal ajudará a deformar elasticamente a seção retilínea pequena a fim de assegurar que a extremidade de tubulação seja alinhada com o ponto de conexão no manifold para futuro encaixe.
[0037] Mais particularmente, a tubulação compreende uma primeira extremidade e uma segunda extremidade. A primeira extremidade é a extremidade que é inicialmente colocada no mar. A segunda extremidade é a extremidade que entra no mar na extremidade do processo de instalação. Em particular, a extremidade de tubulação mencionada acima é a segunda extremidade da tubulação.
[0038] Mais particularmente, o método compreende adicionalmente, entre as etapas (b) e (c), as etapas de: (i) instalar a tubulação no canal, (ii) identificar um local na tubulação em que a tubulação deve ser cortada, e (iii) cortar a tubulação.
[0039] Mais particularmente, a etapa (i) compreende instalar uma extremidade da tubulação no canal. Em particular, o canal é dotado de marcação de corte. Isso serve para permitir a medição de um local na tubulação em que a tubulação deve ser cortada. Opcionalmente, a etapa de medição pode compreender o uso de uma câmera montada em um VRO para medir a distância do local na tubulação em que a tubulação deve ser cortada até a extremidade de tubulação. Isso pode, então, permitir que um conector seja soldado à extremidade cortada no local correto. Mais particularmente, a etapa de corte da tubulação compreende cortar a tubulação aproximadamente em nível com ou em referência à marcação de corte. A etapa de instalação da tubulação no canal pode ser feita a partir de uma barcaça de lançamento. A etapa de corte da tubulação pode compreender recuperar a tubulação para a barcaça de lançamento e cortar a tubulação na barcaça de lançamento (ou embarcação). Desse modo, a tubulação pode ser facilmente cortada no comprimento exigido para instalar um conector a fim de fornecer uma boa conexão aos equipamentos submarinos.
[0040] O conector possibilita o posicionamento da extremidade de tubulação com seu conector no receptáculo na estrutura submarina. O conector pode compreender uma cabeça de terminação. Em particular, pode ser fornecido um lançador/receptor de pig na cabeça de terminação ou um pig pode ser pré-instalado dentro da cabeça de terminação. A cabeça de terminação compreende, em geral, uma primeira extremidade que é conectada à tubulação, e uma segunda extremidade que é conectada ao lançador/receptor de pig. O lançador/receptor de pig pode ser removido da cabeça de terminação antes de o puxamento final ser feito para conectar o conector de extremidade de tubulação ao ponto de conexão nos equipamentos submarinos.
[0041] Mais particularmente, a tubulação compreende uma seção flexionada (ou curvada) entre duas seções retilíneas. A seção flexionada pode ser formada por métodos conhecidos na técnica, como aqueles descritos na Patente n° US 6.910.830. Opcionalmente, a seção flexionada pode ser dotada de um ou mais auxiliadores de flutuação durante o método da invenção. Os auxiliadores de flutuação podem ser fixados de modo removível à seção flexionada.
[0042] Em particular, a etapa (b) pode compreender fornecer um tensor de cabo na tubulação. O tensor de cabo pode compreender uma primeira extremidade conectada a um primeiro ponto na tubulação, e uma segunda extremidade conectada a um segundo ponto na tubulação. Uma seção de tubulação pré- flexionada pode ser localizada inteira ou parcialmente entre os primeiro e segundo pontos. Mais particularmente, o tensor de cabo compreende tambores giratórios. Os tambores podem girar a fim enrolar ou desenrolar o cabo a fim de mover os dois pontos da tubulação um em direção ao outro ou um na direção oposta ao outro. Tal tambor giratório poderia ser atuado por um VRO, por exemplo.
[0043] Mais particularmente, a etapa (e) pode compreender tensionar o tensor de cabo de modo que os primeiro e segundo pontos na tubulação sejam movidos mais próximos um do outro a fim de puxar a extremidade de tubulação com seu conector ao longo do canal.
[0044] Em particular, o método pode compreender adicionalmente a etapa de: (f) reduzir a tensão no tensor de cabo de modo que os primeiro e segundo pontos na tubulação sejam movidos em direção oposta a fim de permitir que o movimento do conector de extremidade de tubulação em direção à cabeça de conexão dos equipamentos submarinos.
[0045] A etapa (f) pode ser executada antes ou depois da remoção do canal e da instalação dos equipamentos submarinos. Após o método de posicionamento ter sido executado, assim como a remoção opcional do canal e a instalação dos equipamentos submarinos, pode haver, então, uma etapa adicional de: (g) conectar o conector de extremidade de tubulação ao ponto de conexão nos equipamentos submarinos. Essa etapa de conexão final pode ser realizada com o uso de ferramentas de puxamento/encaixe clássicas conhecidas pelos elementos versados na técnica e operadas por VRO, por exemplo.
[0046] Na etapa (f), é importante compreender que a redução da tensão no cabo não produz movimento da extremidade de tubulação que já está posicionada no receptáculo. Na realidade, a extremidade de tubulação não se move, em geral, devido a fatores como seus peso e atrito com o leito marinho. Em vez disso, a mesma apenas alivia a tensão na tubulação para fornecer frouxidão, reduzindo assim as forças necessárias para a ferramenta de encaixe realizar o encaixe final de modo que a extremidade de tubulação possa ser conectada aos equipamentos submarinos (por exemplo, manifold).
[0047] Em particular, o método de instalação da tubulação em um leito marinho a partir de uma barcaça de lançamento compreende, na etapa (a), a etapa de passar a tubulação através de um alinhador de tubulação para formar uma seção de curvatura residual (isto é, uma seção plasticamente deformada, ou flexionada). Essa é normalmente formada próximo à primeira extremidade da tubulação. “Próximo”, nesse contexto, significa, em geral, dentro do primeiro quilômetro de tubulação adjacente à extremidade de tubulação e, opcionalmente, dentro dos primeiros 500 metros.
[0048] Como uma alternativa, o método da invenção pode ser realizado pelo uso de um sistema de defletir para conectar similar ao descrito acima. Em tal método, a tubulação é colocada a uma distância predeterminada a partir da estrutura submarina. Isso é normalmente feito de modo que a extremidade de tubulação seja, então, defletida de modo que possa ser, então, instalada no canal na etapa (d). O mesmo processo de instalação pode ser usado na etapa (i) descrito acima em relação ao corte da tubulação. A extremidade de tubulação pode ser dotada de uma seção curvada, e essa seção defletida/curvada poderia ser levemente movida a fim de realizar a etapa (e). Isso poderia ser feito com o uso de auxiliadores externos (guindaste, guinchos) ou um sistema pré-instalado dedicado. A seção curvada representa preferencialmente um ângulo de 60° a 90°. Com o uso dessa conexão defletida, a invenção poderia ser usada sem considerar uma curvatura residual da tubulação, o que significa sem qualquer seção pré-flexionada.
[0049] Mais particularmente, o canal pode compreender uma base substancialmente plana e duas paredes laterais opostas que se estendem verticalmente a partir da base. Em particular, cada parede lateral pode compreender uma extremidade superior, com uma parede lateral angulada que se estende para fora e para cima a partir de cada extremidade superior. Nesse contexto, o termo “para fora” é usado para significar horizontalmente na direção oposta ao canal. As paredes laterais anguladas podem auxiliar na localização da tubulação no canal durante a etapa (d) do método de posicionamento da tubulação. Mais particularmente, cada parede lateral pode compreender uma primeira parede lateral que se estende substancialmente de modo vertical a partir da base e que tem uma extremidade superior, um ressalto horizontal que se estende para fora a partir da extremidade superior de cada primeira parede lateral, em que o ressalto horizontal tem uma extremidade externa, e uma segunda parede lateral se estende substancialmente de modo vertical a partir de cada ressalto. Em particular, cada segunda parede lateral pode ter uma extremidade superior, em que a parede lateral angulada se estende para fora e para cima a partir da extremidade superior de cada segunda parede lateral.
[0050] Em particular, o canal pode compreender uma extremidade aberta através da qual uma tubulação, particularmente, uma extremidade de tubulação, pode ser puxada durante a instalação da tubulação. Um suporte (isto é, o receptáculo) pode ser fornecido na superfície superior da estrutura submarina para receber a tubulação, em que a extremidade aberta do canal está próxima do suporte. O suporte pode estar na forma de um berço. Mais particularmente, o canal pode ter duas extremidades abertas opostas. Uma das extremidade abertas pode ser localizada adjacente ao receptáculo na estrutura submarina.
[0051] Em uma modalidade específica, o canal poderia ser usado para realizar uma conexão direta de duas tubulações diferentes que devem ser conectadas ao mesmo manifold. Por exemplo, os pontos de conexão no manifold poderiam estar em lado opostos do mesmo. Nesse caso, o canal tem duas extremidades abertas e se estende entre os dois receptáculos opostos da estrutura submarina para permitir o posicionamento de duas extremidades de tubulação diferentes nesses receptáculos com o uso de cada extremidade aberta conforme descrito acima. Obviamente, a invenção não se limita ao projeto específico de canal e o canal poderia ser modificado a fim de ser adaptado à estrutura submarina na qual será posto.
[0052] A Figura 6 mostra uma vista lateral de um método de instalação de uma tubulação 200 a partir de uma barcaça de lançamento (não mostrado) sobre um leito marinho 500 de acordo com uma modalidade da invenção. As Figuras 5(a) e 7 mostram, então, em vistas em planta e em perspectiva, a tubulação 200 já instalada sobre o leito marinho 500. As Figuras 5(a) a (f) mostram uma vista em planta de um método para conectar uma extremidade de uma tubulação a equipamentos submarinos de acordo com uma modalidade da invenção.
[0053] Conforme mostrado nas Figuras 5 e 6, a tubulação 200 compreende uma primeira extremidade 205 e uma segunda extremidade 210. Conforme descrito acima e conforme mostrado na Figura 6, a primeira extremidade 205 é a extremidade da tubulação 200 que é inicialmente desembobinada no mar a partir da barcaça de lançamento. A segunda extremidade 210 é a extremidade oposta da tubulação 200 à primeira extremidade 205. A segunda extremidade 210 entra no mar no fim do processo de desembobinar a tubulação 200 a partir da barcaça de lançamento.
[0054] Conforme mostrado nas Figuras 5, 6 e 7, a tubulação 200 compreende a seção retilínea 215 que se estende a partir da segunda extremidade 210 (segunda extremidade 210 que não está visível na Figura 7). A seção retilínea 215 tem tipicamente cerca de 100 a 160 m de comprimento. As Figuras 5 e 6 mostram a seção pré-flexionada 220 se estendendo a partir da seção retilínea 215. A seção pré-flexionada 220 tem tipicamente cerca de 70 m de comprimento. Conforme descrito acima e conforme mostrado na técnica, a seção pré-flexionada 220 pode ser criada usando configurações apropriadas em um alinhador de tubulação ao instalar a tubulação 200 da barcaça de lançamento. Na extremidade de seção pré- flexionada 220 que é oposta à seção retilínea 215, há uma seção retilínea adicional 225. Conforme mostrado nas Figuras 5(a) e 6, a seção retilínea 225 pode terminar na primeira extremidade 205 de tubulação 200. Em uma outra configuração não ilustrada aqui, outras seções pré-flexionadas podem ser introduzidas ao longo do comprimento de tubulação entre a seção retilínea 225 e a primeira extremidade 205. Conforme anteriormente notado, a seção retilínea significa sem curvatura residual.
[0055] No ponto do processo de instalação mostrado na Figura 6, a primeira extremidade 205 já foi instalada a partir da barcaça de lançamento no leito marinho 500. Toda a tubulação 200 foi desembobinada a partir de uma bobina na barcaça de lançamento e a segunda extremidade 210 de tubulação 200 está sendo diminuída em direção ao leito marinho 500 usando o cabo 400. Em sua primeira extremidade 405, o cabo 400 é conectado ao equipamento de instalação, como um guincho que pode estar situado na barcaça de lançamento ou em uma embarcação de instalação de tubo. Em sua segunda extremidade 410, o cabo 400 é conectado à segunda extremidade 210 de tubulação 200.
[0056] Conforme mostrado na Figura 6, uma estrutura submarina 300 foi fornecida no leito marinho 500 antes de instalar a tubulação 200. As Figuras 5, 6 e 7 mostram que um canal 305 é fornecido no topo de estrutura submarina 300. O termo “fornecido” é usado para significar que tal canal 305 é instalado na estrutura submarina 300, mas também pode ser removido uma vez que a etapa (e) tiver sido realizada. Nesse contexto, os termos, como “topo” ou “superior”, são usados para significar o lado da estrutura submarina 300 que está mais próximo da superfície do mar durante o uso. O canal 305 está na forma de uma calha ou canaleta. O canal 305 tem uma segunda extremidade 310 que, nas Figuras 5 e 7, está próximo da segunda extremidade 210 de tubulação 200 e uma primeira extremidade 315 que é aberta com sua abertura que é adjacente ao receptáculo da estrutura submarina 300. Na Figura 6, a segunda extremidade 210 de tubulação 200 está instalada no canal 305. Dessa forma, as Figuras 5(a) e 7 mostram a segunda extremidade 210 de tubulação 200 uma vez instalada no canal 305. O canal 305 é também dotado de marcação de corte 320 (não mostrado nas Figuras 6 e 7).
[0057] Conforme mostrado na Figura 5(a), a seção pré-flexionada 220 de tubulação 200 compreende uma primeira extremidade 220a que está mais próximo da primeira extremidade 205 de tubulação 200 e uma segunda extremidade 220b que está mais próximo da segunda extremidade 210 de tubulação 200. A primeira 220a e a segunda 220b extremidades de seção pré-flexionada 220 são conectadas entre si por um tensor de cabo 230. O tensor de cabo 230 compreende um tambor giratório atuado por um ROV ou por qualquer outro meio (atuadores de controle remoto umbilical). A conexão do cabo no tubo pode ser feita ao longo da seção retilínea e não é, certamente, mandatório para conectar tal cabo na transição exata entre a seção pré-flexionada e a seção retilínea.
[0058] Uma vez que a tubulação está na posição mostrada nas Figuras 5(a) e 7, uma medição é tomada usando a marcação de corte 320 do canal 305 para identificar um local na tubulação em que a tubulação deve ser cortada. Dessa forma, a tubulação é recuperada para o convés de uma embarcação auxiliar (a embarcação de instalação de tubo ou outra). Dessa forma, a tubulação 200 é cortada no local identificado, em uma direção substancialmente perpendicular ao eixo geométrico longitudinal da tubulação 200. A segunda extremidade 210 de tubulação 200 é, então, ajustada com um conector na forma de uma cabeça de terminação 325. Na extremidade oposta, a cabeça de terminação 325 pode eventualmente ser equipada com um lançador de pig 330. A segunda extremidade 210 de tubulação 200 é, então, reinstalada no canal 305 fornecido no topo da estrutura submarina 300. Uma vista lateral da etapa de reinstalar é mostrada na Figura 8. A Figura 8 é idêntica à Figura 6, exceto pelo fato de que a cabeça de terminação 325 e lançador/receptor de pig 330 (identificado para propósitos ilustrativos como uma parte 325/330) são mostrados ajustados à segunda extremidade 210 de tubulação 200. Além disso, a boia 505 é fixada à cabeça de terminação 325 e ao lançador/receptor de pig 330 a fim de controlar o descente desses componentes.
[0059] As Figuras 5(b), 9 e 10 mostram, em vista plana e duas vistas em perspectiva, a tubulação 200, uma vez que foi reinstalada no canal 305, com a cabeça de terminação 325 ajustada à segunda extremidade cortada 210 (não visível na Figura 9) de tubulação 200 e lançador/receptor de pig 330 ajustado à extremidade oposta de cabeça de terminação 325 da segunda extremidade 210.
[0060] Conforme mostrado em detalhas na Figura 10, o canal 305 tem geralmente formato em U. Em seu ponto mais inferior (isto é, o ponto mais afastado da superfície do mar durante o uso), o canal 305 tem base horizontal 305a que tem formato retangular. As duas primeiras paredes opostas 305b se estendem verticalmente a partir dos dois lados longos do retângulo formado pela base 305a . Nas extremidades superiores das duas primeiras paredes 305b, o canal se amplia através de duas etapas horizontais opostas que se estendem para fora 305c, em que uma etapa 305c é fornecida na extremidade superior de cada primeira parede 305b. Dessa forma, duas segundas paredes opostas verticais 305d se estendem verticalmente a partir das etapas 305c, em que cada segunda parede 305d é fornecida na extremidade oposta de cada etapa 305c de cada primeira parede 305b. Dessa maneira, as etapas 305c formam corrediças. A cabeça de terminação 325 é dotada de braços laterais 325a que são adaptados para deslizar ao longo das corrediças formadas pelas etapas 305c.
[0061] Entretanto, o formato global do canal 305 pode ser diferente. Em particular, o formato em corte pode variar (U, V, um U com alguma parede superior inclinada, ...). O formato pode ser adaptado às restrições geométricas da estrutura submarina a qual a extremidade de tubulação deve ser posicionada para conexão.
[0062] Na extremidade superior das duas segundas paredes 305d, o canal 305 se amplia através de duas paredes anguladas 305e, que são anguladas em torno de 45° para fora das segundas paredes 305d. Dessa forma, o canal 305 termina na extremidade superior das paredes anguladas 305e. As paredes anguladas 305e auxiliam na localização da segunda extremidade 210 de tubulação 200 no canal 305. Para simplicidade, as partes 305a-305e não são marcadas na Figuras 11 a 14.
[0063] Mostrado também na Figura 10 está o berço 335 na estrutura submarina 300. O berço 335 tem substancialmente formato em u de modo que aceite a tubulação 200 e seja fornecido na primeira extremidade 315 de canal 305. O berço 335 é posicionado de modo que a parte mais inferior de seu formato em u seja substancialmente alinhada com base 305a e as paredes laterais de seu formato em u sejam substancialmente alinhadas com as primeiras paredes 305b de canal 305. O berço 335 é o receptáculo da estrutura submarina.
[0064] A Figura 5(c) apresenta o próximo estágio no método, em que o tensor de cabo 230 é tensionado. A direção da força de tensionamento é indicada na Figura 5(c) pelas setas que apontam para a letra “T”. O tensionamento de tensor de cabo 230 puxa a primeira 220a e a segunda 220b extremidades de seção pré-flexionada 220 de tubulação 200 uma em direção a outra. Isso resulta na segunda extremidade 210 de tubulação 200, e em que a cabeça de terminação fixada 325 e o lançador/receptor de pig 330 são puxados ao longo do canal 305 em direção à primeira extremidade 315 do canal 305. Esse movimento é continuado até a cabeça de terminação 325 ser puxada completamente do canal 305 através da primeira extremidade 315. Os estágios desse movimento são mostrados em vistas respectivas nas Figuras 11 e 12. A Figura 11 mostra a cabeça de terminação 325 e o lançador/receptor de pig 330 que moveu parte do caminho ao longo do canal 305 em direção à primeira extremidade 315. Na Figura 12, a cabeça de terminação 325 é mostrada no ponto de saída da primeira extremidade 315 de canal 305.
[0065] Uma vista lateral após o movimento adicional da tubulação 200 nessa direção é mostrada na Figura 13. Nessa vista, a cabeça de terminação 325 saiu completamente do canal 305 através da primeira extremidade aberta 315. Além disso, os braços laterais 325a de cabeça de terminação 325 também já saíram do canal 305. Visto que esses braços laterais 325a não estão mais em repouso nas etapas 305c no canal 305, a Figura 13 mostra o ponto no qual a tubulação 200 tem capacidade para cair no berço 335. Dessa forma, a Figura 14 mostra em vistas respectivas a tubulação após ter caído em um receptáculo da estrutura submarina na forma de um berço 335.
[0066] Ao sair do canal 305, é possível ajudar a cabeça de terminação 325 a cair no berço 335. Para isso, os braços 325a devem ter cargas suficientes (isto é, peso) para cair no berço 335 ao sair do canal 305. Alternativamente, a cabeça de terminação 325 ou a parte da tubulação 200 adjacente à cabeça de terminação 325 pode ser erguida (usando guindaste, cabo ou flutuação) para garantir que os braços 325a caiam no berço 335.
[0067] No próximo estágio, o método é mostrado na Figura 5(d). O canal 305 foi removido do topo da estrutura submarina 300 e substituído por equipamentos submarinos que são instalados na estrutura submarina 300. Esses equipamentos submarinos são ilustrados aqui na forma de um manifold 345. O manifold 345 é instalado na estrutura submarina 300 com o uso de uma embarcação de instalação com um guindaste ou similares (não mostrado). A orientação do manifold 345 na estrutura submarina 300 é imposta pelos meios de orientação (não mostrado) que têm formato complementar entre os equipamentos submarinos e a estrutura submarina 300. Tal instalação conhecida na técnica leva à instalação do manifold 345 com seu ponto de conexão 340 posicionado próximo ao berço 335 na estrutura submarina 300. O berço 335 mantém a cabeça de terminação 325 próxima ao ponto de conexão 340. O tensor de cabo 230 permanece tensionado durante esse estágio.
[0068] Conforme mostrado na Figura 5(e), o próximo estágio do método envolve a tensão no tensor de cabo 230 sendo incremental ou completamente liberada. Isso faz com que as primeira 220a e segunda 220b extremidades de seção pré- flexionada 220 de tubulação 200 se movam na direção oposta à outra (indicado pelas setas na Figura 5(e)) gerando alguma frouxidão na seção retilínea de tubulação 215.
[0069] Uma etapa opcional não ilustrada consiste na instalação de uma ferramenta de puxamento entre o berço 335 e a cabeça de conexão 340 do manifold com a finalidade de realizar o puxamento final e conexão do conector de tubulação 325 ao ponto de conexão 340 do manifold 345. Essa etapa é bem conhecida na técnica e chamada de puxamento ou encaixe final e é realizada com o uso de macaco atuado por controles remotos ou por um VRO. Algumas ferramentas de limpeza poderiam ser também usadas durante essa etapa para assegurar a vedação apropriada da conexão.
[0070] Como um resultado desse movimento, a cabeça de terminação 325 se move em direção ao ponto de conexão 340 no manifold 345. A cabeça de terminação 325 está, assim, próxima o suficiente para ser conectada (ou tied-in) ao ponto de conexão 340 no manifold 345.
[0071] Finalmente, conforme mostrado na Figura 5(f), uma vez que a conexão entre a cabeça de terminação 325 e o ponto de conexão 340 foi feita, o tensor de cabo é removido da seção pré-flexionada 220 da tubulação 200.
[0072] Esse método pode contemplar a conexão de uma pluralidade de extremidades de tubulação a uma pluralidade de pontos de conexão de equipamentos submarinos com o uso do mesmo canal 305 em vários locais de uma estrutura submarina 300. Uma vez que todas as extremidades de tubulação com seu conector são colocadas dentro de seus respectivos berços 335, então, os equipamentos submarinos podem ser instalados na estrutura submarina 300 e todas as etapas de encaixe final realizadas de uma maneira clássica.

Claims (9)

1. Método de posicionamento de uma extremidade de uma tubulação em uma estrutura submarina, em que o método compreendendo as etapas de: (a) fornecer um canal na estrutura submarina, em que o canal tem uma extremidade aberta adjacente a um receptáculo na estrutura submarina, (b) fornecer uma tubulação, (c) fixar um conector a uma extremidade da tubulação, (d) instalar a extremidade da tubulação com o conector fixado no canal, e (e) puxar a extremidade de tubulação ao longo do canal de modo que o conector saia da extremidade aberta do canal e seja recebido pelo receptáculo, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente, entre as etapas (b) e (c), as etapas de: (i) instalar a tubulação no canal, (ii) identificar um local na tubulação em que a tubulação deve ser cortada, e (iii) cortar a tubulação.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o canal é dotado de uma marcação de corte, e em que a etapa (ii) compreende cortar a tubulação aproximadamente em nível com ou em referência à marcação de corte.
3. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que a extremidade de tubulação é dotada de uma seção curvada e a etapa (e) é realizada através do movimento da seção curvada.
4. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 2, caracterizado pelo fato de que a tubulação compreende um seção pré-flexionada entre duas seções retilíneas.
5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que a etapa (b) compreende fornecer um tensor de cabo na tubulação, e em que o tensor de cabo compreende uma primeira extremidade conectada a um primeiro ponto na tubulação, e uma segunda extremidade conectada a um segundo ponto na tubulação, em que a seção de tubulação pré-flexionada está localizada inteira ou parcialmente entre os primeiro e segundo pontos.
6. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que a etapa (e) compreende tensionar o tensor de cabo de modo que os primeiro e segundo pontos na tubulação sejam movidos mais próximos a fim de puxar a extremidade de tubulação ao longo do canal.
7. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o método compreende adicionalmente as etapas de: remover o canal da estrutura submarina e instalar equipamentos submarinos na estrutura submarina de modo que os equipamentos submarinos tenham um ponto de conexão que é adjacente ao receptáculo na estrutura submarina.
8. Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que o método compreende adicionalmente a etapa de: (g) conectar o conector na extremidade da tubulação ao ponto de conexão nos equipamentos submarinos.
9. Método para instalar uma tubulação em um leito marinho a partir de uma barcaça de lançamento e posicionar uma extremidade da tubulação em uma estrutura submarina, em que o método é caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de: (a) desembobinar uma tubulação de uma bobina de tubulação no mar, e (b) posicionar a extremidade da tubulação na estrutura submarina, conforme definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 8.
BR112018012770-1A 2015-12-22 2016-12-21 Método de conexão direta BR112018012770B1 (pt)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB1522600.4A GB2545683B (en) 2015-12-22 2015-12-22 Direct Tie-In Method
GB1522600.4 2015-12-22
PCT/IB2016/001975 WO2017109579A1 (en) 2015-12-22 2016-12-21 Direct tie-in method

Publications (2)

Publication Number Publication Date
BR112018012770A2 BR112018012770A2 (pt) 2018-12-04
BR112018012770B1 true BR112018012770B1 (pt) 2022-07-19

Family

ID=55311400

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
BR112018012770-1A BR112018012770B1 (pt) 2015-12-22 2016-12-21 Método de conexão direta

Country Status (6)

Country Link
US (1) US11162329B2 (pt)
AU (2) AU2016379022A1 (pt)
BR (1) BR112018012770B1 (pt)
GB (1) GB2545683B (pt)
NO (1) NO20180909A1 (pt)
WO (1) WO2017109579A1 (pt)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2576128B (en) * 2017-12-22 2022-08-10 Equinor Energy As Interconnection of subsea pipelines and structures
GB2584099B (en) * 2019-05-20 2021-10-20 Equinor Energy As Direct tie-in of subsea conduits and structures
GB2600714B (en) 2020-11-05 2023-05-03 Equinor Energy As Direct tie-in of a pipeline

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1267022A (pt) * 1969-04-18 1972-03-15
US3658366A (en) * 1970-04-23 1972-04-25 Columbia Gas Syst Underwater pipeline connection
US4225270A (en) * 1978-05-22 1980-09-30 Maurer Engineering Inc. Method and apparatus for connecting a flowline to an offshore installation
NO177648C (no) * 1992-02-10 1997-04-21 Kvaerner Energy As Verktöy for fjernstyrt inntrekking, oppretting og sammen- eller frakopling av en ende av en undervannsledning i forhold til en undervannsinstallasjon
NO314056B1 (no) 2001-01-19 2003-01-20 Statoil Asa Fremgangsmåte for legging av en rörledning på sjöbunnen ved kveilemetoden,for kontrollert termisk ekspansjon
FR2859495B1 (fr) * 2003-09-09 2005-10-07 Technip France Methode d'installation et de connexion d'une conduite sous-marine montante
NO321979B1 (no) * 2004-06-30 2006-07-31 Vetco Aibel As En rorledning-koblingsramme, en koblingsanordning omfattende en slik rorledning-koblingsramme og en rorledningsterminering
MY164973A (en) * 2010-01-28 2018-02-28 Shell Int Research Diverless subsea connection
US20130146301A1 (en) 2011-12-12 2013-06-13 Trendsetter Engineering, Inc. Subsea structure flowline connector assembly

Also Published As

Publication number Publication date
GB201522600D0 (en) 2016-02-03
BR112018012770A2 (pt) 2018-12-04
GB2545683A (en) 2017-06-28
AU2022204243A1 (en) 2022-07-07
WO2017109579A1 (en) 2017-06-29
US11162329B2 (en) 2021-11-02
NO20180909A1 (en) 2018-06-27
GB2545683B (en) 2018-07-04
AU2022204243B2 (en) 2023-12-14
AU2016379022A1 (en) 2018-07-05
US20200032619A1 (en) 2020-01-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0251488B1 (en) Flexible riser system and method for installing the same
AU2022204243B2 (en) Direct tie-in method
EP2158654B1 (en) A tubing arrangement for an offshore facility
BR112018070426B1 (pt) Coletor submarino e método para instalar um coletor submarino
BR112014031082B1 (pt) método e sistema para proporcionar controle e capacidade de paralisação
US10364916B2 (en) Deployment and direct tie-in of subsea pipelines
BR112015031876B1 (pt) Método para instalar uma tubulação submarina, estrutura acessória, estrutura de fundação, combinação e tubulação submarina
NO159194B (no) Flerroers stigeroersystem med en stiv og en fleksibel seksjon.
BR112019018473A2 (pt) interface superior do riser de catenária em aço
US20200298944A1 (en) Method for Installing a Subsea Structure
BR112016029474B1 (pt) Instalação e remoção de linha flexivel
CN108779877B (zh) 用于海底管线的直接接入的装置和方法
US9976363B2 (en) Offshore flexible line installation and removal
BR112016020106B1 (pt) método de manuseio de um elemento submarino alongado transporte, instalação submarina, embarcação de superfície, tracionador submersível e elemento submarino alongado
NO20100203A1 (no) Fremgangsmate for a installere et fleksibelt, avlangt element
US11796086B2 (en) Installation of subsea pipelines
US8287211B2 (en) Methods of laying elongate articles at sea
BRPI1008525B1 (pt) "sistema de tubo ascendente fora da costa, e, método para instalar um sistema de tubo ascendente fora da costa"
BR112019027772B1 (pt) Sistema submarino de exportação de hidrocarbonetos e método para exportar fluidos de hidrocarbonetos a partir de uma localização no fundo do mar
BRPI0612146B1 (pt) Connection provision

Legal Events

Date Code Title Description
B06U Preliminary requirement: requests with searches performed by other patent offices: procedure suspended [chapter 6.21 patent gazette]
B25A Requested transfer of rights approved

Owner name: TECHNIP FRANCE (FR) ; TECHNIP UK LIMITED (GB)

B25A Requested transfer of rights approved

Owner name: TECHNIP UK LIMITED (GB) ; TECHNIP N-POWER (FR)

B09A Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette]
B16A Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette]

Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 20 (VINTE) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 21/12/2016, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS