BR112018070882B1

BR112018070882B1 - Método e sistema para instalar um oleoduto submarino em uma estrutura submarina

Info

Publication number: BR112018070882B1
Application number: BR112018070882-8A
Authority: BR
Inventors: Geir Endal; Kjell Einar Ellingsen
Original assignee: Equinor Energy As
Priority date: 2016-04-11
Filing date: 2017-04-11
Publication date: 2023-04-18
Also published as: CN109312613B; MX2018012359A; AU2017249487A1; GB2551953A; CA3020610A1; US20190137005A1; GB2551953B; US10627011B2; CN109312613A; WO2017179993A1; BR112018070882A2; NO20181392A1; AU2017249487B2

Abstract

A presente invenção refere-se a uma estrutura submarina 18 que inclui um suporte 6 na forma de uma fundação ou de uma estrutura de suporte montada a uma fundação e destinada a transferir cargas para a fundação. Um método para instalar um oleoduto 19 a tal estrutura submarina 18 inclui: fornecer o suporte 6 com um ponto de puxamento 22 em uma localização proximal, onde a localização proximal está em um primeiro lado do suporte 6; fornecer o suporte 6 com um ponto forte 20 em uma localização distal, onde a localização distal está afastada da localização proximal e existe um caminho livre e direto entre o ponto de puxamento 22 e o ponto forte 20, este caminho livre fazendo a ponte de alguma ou toda a largura do suporte 6; passar um cabo de abaixamento 24 através de uma guia 21 no ponto forte 20 e utilizar o cabo de abaixamento 24 para puxar o oleoduto 19; continuar a assentar o oleoduto 19 e passar o cabo de abaixamento 24 ao longo do caminho livre; e continuar a assentar e/ou tracionar até que uma cabeça de ligação 25 do oleoduto 19 esteja em uma localização exigida no ponto de puxamento 22.

Description

[0001] A invenção refere-se a um método e um aparelho para ligação de um oleoduto a uma estrutura submarina, em particular à ligação de oleodutos usados na indústria de petróleo e gás.

[0002] Os oleodutos para uma instalação de óleo e gás, tal como os utilizados para o transporte de hidrocarbonetos, por exemplo, óleo ou gás, são tipicamente assentados ao longo do fundo do mar usando uma embarcação de assentamento. Esses oleodutos submarinos podem ser instalados entre, por exemplo, duas estruturas submarinas, onde as estruturas submarinas podem ser “árvores de Natal”, bases de colunas, Preventores de Explosão (BOPs) ou algumas outras estruturas. Frequentemente uma ou ambas as extremidades do oleoduto são conectadas (ou “ligadas”) a uma estrutura submarina usando uma ponte ou carretel separado. Os componentes e procedimentos extras associados ao uso de pontes ou carretéis separados podem resultar em altos custos para o processo de instalação. Métodos diretos de ligação também podem ser usados e são geralmente preferenciais. Esses métodos incluem: • puxamento direto, no qual uma extremidade do oleoduto é puxada para perto da estrutura submarina usando uma localização de guincho na embarcação de assentamento, e a ligação é concluída usando um veículo operado remotamente (ROV) e aparelhos de alinhamento; • deflexão para conectar, onde o tubo é puxado para uma área alvo alinhada com a plataforma, mas para um lado dela, então a conexão é feita enrolando ou de outra forma, defletir o tubo lateralmente até se encaixar na conexão da coluna de ascensão; e • conectar e assentar, onde a extremidade submersa do oleoduto é conectada à estrutura submarina na superfície, e a estrutura submarina é então abaixada para o fundo do mar antes que a embarcação de assentamento assente o oleoduto afastando-se da estrutura submarina.

[0003] Uma abordagem típica para assentar oleodutos envolverá o projeto cuidadoso da estrutura submarina e da configuração do oleoduto para garantir que, quando assentado, a extremidade de ligação do oleoduto esteja na localização e orientação corretas em relação ao conector na estrutura submarina. Durante o processo de ligação direta, uma força de puxamento muito alta é aplicada ao final do oleoduto, colocando o oleoduto sob tensão, de modo a levar a extremidade do oleoduto até o ponto de conexão e concluir o processo de ligação. Uma das razões para colocar o oleoduto instalado sob tensão é para permitir a expansão térmica subsequente do oleoduto que pode ocorrer durante o uso. Sem essa tensão, pode ocorrer a flambagem do oleoduto como um resultado da expansão térmica.

[0004] As forças aplicadas ao oleoduto durante a ligação direta podem ser realmente muito altas. Isso exige muito do equipamento de instalação e da estrutura do oleoduto. Uma grande área é necessária para a deflexão do oleoduto para garantir forças aceitáveis durante a ligação e durante a subsequente expansão térmica. Além disso, ao menos na ausência de algum mecanismo de compensação, as forças podem causar danos ao oleoduto e ao conector na estrutura submarina.

[0005] Uma proposta anterior para superar ou ao menos atenuar as desvantagens dos procedimentos de ligação direta conhecidos é encontrada em WO 2015/149843. Este documento descreve um método para ligação direta de uma extremidade submarina de um oleoduto que pretende minimizar as forças na conexão entre o oleoduto e uma estrutura submarina, minimizar as forças necessárias durante o processo de ligação direta, minimizar as tensões sobre a seção defletida do oleoduto perto de sua extremidade submarina, e minimizar a área ao redor da estrutura submarina necessária para acomodar a deflexão do oleoduto. O método compreende, durante a introdução do oleoduto no mar a partir de uma embarcação de assentamento de oleoduto, aplicar uma deformação plástica a uma região do oleoduto em ou próximo a uma extremidade do oleoduto a ser ligada e, durante ou após a ligação, elasticamente deformando a dita região para aumentar o seu raio de curvatura. Este método fornece vantagens significativas em relação às técnicas anteriores mencionadas acima, mas é focado na instalação através do método de assentamento por carretel.

[0006] Além disso, US 4591292 descreve um método de conectar uma tubulação de fluxo a uma estrutura submarina. Nesse método, uma ferramenta de conexão especial, que não faz parte da estrutura submarina, é usada para acoplar a tubulação de fluxo à estrutura submarina.

[0007] A(s) técnica(s) usada(s) para ligação de oleodutos pode ser vinculada ao modelo da instalação submarina, como mencionado acima. Muitos tipos existentes de equipamentos submarinos, como árvores de natal e coletores, são protegidos por uma estrutura de proteção que normalmente inclui uma plataforma superior sólida para proteção contra a queda de detritos, e pernas anguladas que suportam a plataforma superior e também protegem contra o arrasto. Deve haver partes móveis para permitir o acesso ao equipamento protegido, como uma escotilha ou escotilhas na plataforma superior. Uma estrutura de proteção típica da técnica anterior é mostrada na Figura 1. O modelo dessas estruturas dificulta o uso de alguns métodos de ligação, uma vez que a localização para o acoplamento do oleoduto à instalação submarina será protegida junto com as outras partes do equipamento submarino.

[0008] Visto a partir de um primeiro aspecto, a invenção fornece um método para instalar um oleoduto submarino em uma estrutura submarina, onde a estrutura submarina inclui um suporte na forma de uma fundação ou estrutura de suporte montada a uma fundação e destinada a transferir cargas para a fundação, o método incluindo: fornecer ao suporte um ponto de puxamento em uma localização proximal, onde a localização proximal está em um primeiro lado do suporte; fornecer ao suporte um ponto forte em uma localização distal, onde a localização distal está afastada da localização proximal e há um caminho livre e direto entre o ponto de puxamento e o ponto forte, esse caminho livre fazendo a ponte entre alguma ou toda a largura do suporte; passar um cabo de abaixamento por uma guia no ponto forte e usar o cabo de abaixamento para tracionar o oleoduto; assentar o oleoduto e passar o cabo de abaixamento ao longo do caminho livre; e continuar a assentar e/ou tracionar até que uma cabeça de ligação do oleoduto esteja em uma localização exigida no ponto de puxamento.

[0009] Os inventores perceberam que é possível dispensar uma fundação de iniciação / pilastra de iniciação como nas técnicas de abaixamento da técnica anterior e fazer uso da largura do suporte de modo a permitir a conexão para o cabo de abaixamento, isto é, para o ponto forte, como descrito acima, ser colocado no mesmo suporte que o ponto de puxamento. Uma distância suficiente pode ser permitida entre o ponto forte e o ponto de puxamento para que o método de abaixamento funcione efetivamente, e em muitos casos, isso pode ser feito sem a necessidade de modificação extensiva do suporte. De fato, é vantajoso utilizar um suporte de modelo conhecido para permitir a compatibilidade deste método com estruturas submarinas existentes, as principais modificações sendo a necessidade de adição de um ponto forte (ou um apoio adequado para um ponto forte) e para garantir que um caminho livre adequado esteja presente. Este último pode exigir alguma realocação de equipamentos submarinos na estrutura submarina em alguns casos.

[0010] Em relação a US. 4591292, sua estrutura submarina não compreende um suporte que tenha um ponto forte ou um ponto de puxamento. De preferência, a ferramenta de conexão realiza uma operação de puxamento. A ferramenta de conexão não faz parte da estrutura submarina na qual a tubulação de fluxo é instalada.

[0011] O suporte que mantém o ponto forte e o ponto de puxamento pode ser o uso direto da fundação ou de uma estrutura de suporte montada na fundação. É esperado que tanto o ponto forte como o ponto de puxamento sejam montados na mesma parte, isto é, na fundação ou, alternativamente, ambos em uma estrutura de suporte que é montada na fundação. No entanto, pode ser possível que os dois pontos sejam montados em diferentes estruturas.

[0012] No caso de uso direto da fundação, um exemplo usa uma pilastra de sucção como a fundação. Equipamentos submarinos podem ser montados diretamente à pilastra de sucção, com o caminho livre estendendo-se através da pilastra de sucção entre equipamentos submarinos.

[0013] No caso de uma estrutura de suporte, a fundação pode compreender múltiplos elementos de fundação, tais como pilastras ou âncoras com a estrutura de suporte construída através e suportada pelos múltiplos elementos de fundação. Por exemplo, a estrutura de suporte pode ser uma estrutura que tem suas sapatas nos elementos de fundação e está disposta para segurar o equipamento submarino juntamente com o ponto forte e o ponto de puxamento, com o caminho livre se estendendo novamente entre os equipamentos submarinos.

[0014] O suporte, portanto, também pode conter equipamentos submarinos com o caminho livre entre os equipamentos submarinos. Em alguns exemplos, o suporte e o equipamento submarino têm um arranjo simétrico, com o caminho livre estendendo- se através de um centro do suporte.

[0015] O ponto de puxamento e o ponto forte estão em uma localização proximal e distal, respectivamente, com os termos proximal e distal, como usado aqui referenciando um ponto próximo e distante do suporte em relação à localização do oleoduto. Portanto, o ponto de puxamento está mais próximo do oleoduto e o ponto forte está mais distante do oleoduto. O ponto de puxamento pode estar em um primeiro lado do suporte. O ponto forte pode estar espaçado do ponto de puxamento em direção ao outro lado do suporte. Por exemplo, o ponto forte pode estar localizado no lado oposto do suporte, ou pode estar localizado em direção ao centro do suporte, de preferência em um ponto médio do suporte. O ponto forte pode estar localizado ao longo de um diâmetro ou uma corda suficientemente longa de uma estrutura geralmente circular ou geralmente elíptica ou em dois lados opostos de uma estrutura poligonal, tal como um retângulo. O comprimento máximo para o caminho livre será naturalmente fornecido quando o ponto forte e o ponto de puxamento estão em lados verdadeiramente opostos, tal como através de um diâmetro de um círculo ou diâmetro maior de um suporte elíptico, mas isso não é essencial para o método ser eficaz como em muitos casos um comprimento suficiente para o caminho livre pode ser obtido com menos do que a largura máxima, por exemplo, através de um diâmetro menor de uma estrutura elíptica ou através de uma corda de um círculo subtendendo um arco entre 90 e 180 graus, tal como um arco de 120 graus.

[0016] Pode ser preferencial ter o ponto forte localizado em direção ao centro do suporte se, por exemplo, houver múltiplos pontos de puxamento, um no primeiro lado do suporte e outro no outro lado (tal como o lado oposto) do suporte. O ponto forte em uma localização central pode ser usado para instalar um oleoduto como discutido aqui para vários desses pontos de puxamento. A localização central do ponto forte pode ser central em relação a dois lados opostos do suporte (por exemplo, em qualquer lugar distante de dois lados opostos, preferencialmente próximo ao ponto médio entre dois lados opostos), ou pode ser central em relação a todos os lados do suporte (por exemplo, em qualquer lugar distante de todos os lados do suporte, preferencialmente no centro do suporte quando visto de cima).

[0017] A referência à localização exigida da cabeça de ligação no ponto de puxamento pode significar que o oleoduto está suficientemente próximo do ponto de puxamento para o oleoduto ser acoplado à estrutura submarina usando as etapas do método discutidas abaixo. Por exemplo, a extremidade de ligação do oleoduto pode estar dentro de 2 m, 1 m ou 0,5 m do ponto de puxamento quando estiver no ponto de puxamento, com relação à direção longitudinal do oleoduto. Adicionalmente / alternativamente, a extremidade de ligação do oleoduto pode ser espaçada do ponto de puxamento por menos de 1, 2, 3 ou 4 diâmetros do oleoduto na direção radial do oleoduto (por exemplo, em uma direção vertical e/ou em qualquer ou todas as direções perpendiculares à direção longitudinal). Dito de forma diferente, a localização exigida pode ser adjacente ao ponto de puxamento.

[0018] O comprimento do caminho livre é conhecido e o método pode incluir o uso do comprimento do caminho livre para definir um comprimento do cabo de abaixamento para estender-se pelo caminho livre. A tensão e o comprimento do cabo de abaixamento podem ser testados em terra com este arranjo, porque ao contrário de quando uma pilastra de iniciação ou similar é usada como ponto forte, a distância entre o ponto forte e o ponto de puxamento é conhecida com precisão.

[0019] O comprimento do caminho livre pode estar entre 2 m e 200 m, mas é de preferência 5 a 30m, de preferência 5 a 20 m, de preferência 5 a 15m, opcionalmente 10 a 20m. A largura / diâmetro padrão de uma pilastra de sucção está tipicamente em torno de 5 m. É preferencial usar o máximo possível da largura da fundação e, se for usado um suporte de estrutura, é preferencial estender a largura do suporte maior do que a da fundação.

[0020] Com um comprimento conhecido do caminho livre, o método pode incluir o uso de um sistema automatizado para indicar quando o cabo de abaixamento alcançou a localização correta em relação ao ponto forte e, portanto, quando a cabeça de ligação do oleoduto atingiu a localização correta em relação ao ponto de puxamento. O cabo de abaixamento e/ou o ponto forte podem, portanto, incluir um sistema de gatilho, tal como um mecanismo de amarração, que é de preferência ativado automaticamente quando o cabo de abaixamento está na localização correta. Um mecanismo de amarração exemplificativo compreende um dispositivo de amarração no cabo de abaixamento a um espaçamento predeterminado a partir da cabeça de ligação do oleoduto, onde o dispositivo de amarração é para enviar um sinal ao sistema que puxa o cabo de abaixamento quando o dispositivo de amarração alcança o ponto forte. O ponto forte pode ser fornecido com uma estrutura específica para ativar o dispositivo de amarração, ou o dispositivo de amarração pode ser disposto para ser ativado ao atingir o ponto forte sem qualquer necessidade de modificação do ponto forte (por exemplo, ao alcançar a guia do ponto forte). No último caso, o ponto forte pode ser uma polia, tal como uma roldana, como na modalidade preferencial, e o dispositivo de amarração pode ser acionado mecanicamente mediante o contato com a roldana.

[0021] O ponto de puxamento pode ser o ponto ao qual o oleoduto (cabeça de ligação) deve ser acoplado à estrutura submarina. A cabeça de ligação do oleoduto pode ser a parte do oleoduto que é (será) conectada à estrutura submarina no ponto de puxamento. Uma extremidade de ligação do oleoduto pode ser a extremidade do oleoduto na qual a cabeça de ligação é montada.

[0022] Este método pode ser usado juntamente com um método para tensionar o oleoduto durante a instalação e/ou para permitir a expansão térmica do oleoduto após a ligação. Várias técnicas estão disponíveis para isso. Uma opção é o uso de um carretel de ligação, embora, como mencionado acima, isso não seja atraente por motivos de custo. Outra opção é modificar o oleoduto para fornecer uma extremidade de ligação do oleoduto com uma forma adequada para deformação elástica durante a instalação e durante a expansão térmica. Isso pode ser feito aplicando-se uma curvatura através da deformação plástica do oleoduto na extremidade de ligação. Técnicas para aplicação de tal curvatura são descritas em WO 02/057674, embora com a finalidade de endireitar um oleoduto em vez de deixar uma curvatura residual. O método de WO 02/057674 pode ser adaptado como descrito, por exemplo, em WO 2015/149843, a fim de criar um “circuito” de ligação e expansão térmica na extremidade de ligação, isto é, uma zona de curvatura residual onde o oleoduto tem um menor raio de curvatura comparado ao comprimento principal do oleoduto, que seria tipicamente reta, ou seja, raio de curvatura infinito. Mais detalhes são apresentados abaixo em relação a um possível método de usar esta técnica para fornecer a extremidade de ligação do oleoduto com uma forma adequada para deformação elástica durante a instalação e durante a expansão térmica.

[0023] A guia do ponto forte pode ser qualquer guia que seja capaz de mudar a direção do cabo de abaixamento, enquanto permite que o cabo de abaixamento se mova através / passado a guia sob tensão (por exemplo, quando abaixando o oleoduto). Por exemplo, a guia pode ser uma barra fixa. A guia pode ser uma polia. A guia pode compreender um elemento horizontal que atua para mudar a direção do cabo de abaixamento e para transferir a tensão no cabo de abaixamento para o suporte.

[0024] O ponto forte é uma estrutura para reter as forças aplicadas ao suporte através do cabo de abaixamento e para permitir o movimento do cabo de abaixamento à medida que a cabeça de ligação do oleoduto é tracionada e assentada. A guia do ponto forte pode incluir uma polia, tal como uma roldana do tipo conhecido para uso com cabos de abaixamento. O ponto forte pode ser montado de forma destacável na estrutura, permitindo assim que o ponto forte seja um dispositivo removível e reutilizável. O suporte pode, portanto, compreender um ponto de montagem para acoplamento removível do ponto forte. A guia do ponto forte pode ser levantada acima do suporte por uma certa altura. Essa altura pode ser substancialmente igual à altura do oleoduto quando ele está apoiado na posição elevada do suporte do berço (ver abaixo), de modo que o cabo de puxamento possa se estender horizontalmente entre o oleoduto e a guia quando o oleoduto é suportado pelo suporte de berço na posição elevada.

[0025] O método pode compreender conectar o cabo de abaixamento a partir de um sistema de tensão na superfície do mar ao ponto forte e ao oleoduto (de preferência a cabeça de ligação do oleoduto). A conexão pode compreender acoplar o cabo de abaixamento ao oleoduto (por exemplo, acoplando o suporte ao oleoduto e/ou acoplando o cabo de abaixamento ao suporte). Alternativamente, o cabo de abaixamento pode já estar acoplado ao oleoduto. De preferência, quando conectando, o oleoduto ao qual o cabo de abaixamento é acoplado está em / próximo da superfície do mar. A conexão pode compreender a passagem do cabo de abaixamento a partir do sistema de tensionamento através do ponto forte (por exemplo, através da guia / polia / roldana). O cabo de abaixamento pode já estar acoplado a um sistema de tensionamento na superfície do mar, alternativamente o método pode compreender acoplar o cabo de abaixamento ao sistema de tensionamento à superfície do mar. O sistema de tensionamento pode ser um guincho ou similar. O sistema de tensionamento pode estar localizado em uma embarcação, tal como no convés de uma embarcação de uma plataforma.

[0026] O cabo de abaixamento pode ser acoplado ao oleoduto por meio de um suporte. O suporte pode compreender um furo central através do qual o oleoduto passa. O suporte pode entrar em contato com o oleoduto (de preferência a cabeça de ligação), de modo que a tensão aplicada ao cabo de abaixamento seja passada para o oleoduto por meio do suporte. O suporte pode ser mantido em posição no oleoduto (preferencialmente na cabeça de ligação) segurando o oleoduto (preferencialmente a cabeça de ligação).

[0027] Adicionalmente / alternativamente, o oleoduto (preferencialmente a cabeça de ligação) pode compreender um flange entre o suporte e a extremidade do oleoduto que impede o movimento axial do suporte em direção à extremidade do oleoduto.

[0028] O suporte pode compreender ao menos uma parte saliente que se estende radialmente a partir do oleoduto. O cabo de abaixamento pode ser acoplado a esta parte saliente de tal modo que o cabo de abaixamento (quando sob tensão) se estende substancialmente paralelo ao oleoduto, mas está espaçado radialmente a partir do mesmo. De preferência, o espaçamento do cabo permite que o cabo livre quaisquer flanges na extremidade do oleoduto e a localização de puxamento da estrutura submarina, que estão normalmente presentes de modo a conectar o oleoduto à estrutura submarina. De um modo preferencial, existe uma pluralidade de partes salientes, cada uma tendo um respectivo cabo de abaixamento. O suporte pode ser rotacionalmente simétrico quando visto ao longo do eixo longitudinal do oleoduto. O suporte pode compreender duas (apenas) partes salientes, preferencialmente separadas por 180°.

[0029] Pode haver uma pluralidade de cabos de abaixamento. Também pode haver uma pluralidade de características correspondentes, tal como guias / polias / roldanas / guinchos, etc. No entanto, em alguns casos, uma guia / polia / roldana / guincho pode manipular a pluralidade de cabos de abaixamento. A pluralidade de cabos de abaixamento pode se estender paralelamente entre si e entre o oleoduto e o sistema de tensionamento através do ponto forte.

[0030] O método pode compreender lançar o oleoduto. Isto pode preferencialmente ocorrer após a conexão do cabo de abaixamento. Executar o lançamento pode incluir aplicar uma tensão (preferencialmente uma tensão constante) ao cabo de abaixamento usando o sistema de tensionamento de tal modo que o oleoduto ao qual o cabo de abaixamento é acoplado é puxado para baixo, de preferência geralmente em direção ao ponto forte ou ponto de puxamento. Quando o cabo de abaixamento é acoplado à cabeça de ligação, pode ser a cabeça de ligação que é puxada para baixo.

[0031] O lançamento do oleoduto pode ser executado até que o oleoduto repouse em um suporte de oleoduto. O suporte do oleoduto pode suportar o oleoduto em relação ao fundo do mar e pode fornecer uma folga entre o fundo do mar e o oleoduto. O suporte de oleoduto pode preferencialmente ser um saco de suporte. O uso do suporte de oleoduto pode permitir que o oleoduto fique em repouso sem a necessidade de introduzir quaisquer momentos de flexão durante o puxamento do oleoduto. O suporte de oleoduto pode suportar o oleoduto em uma extremidade de ligação do oleoduto, ou seja, em uma localização no oleoduto próxima à cabeça de ligação.

[0032] Adicionalmente ou alternativamente, o lançamento do oleoduto pode ser executado até que o oleoduto repouse em um berço de suporte, conforme descrito abaixo. O berço de suporte e o suporte do oleoduto podem ser dispostos de modo que o oleoduto repouse tanto durante quanto após o lançamento.

[0033] O suporte do oleoduto pode ser disposto para suportar o oleoduto em todas as alturas do berço de suporte, já que o berço de suporte muda de elevação (ver abaixo). Alternativamente, o berço pode suportar o oleoduto imediatamente após o lançamento em uma localização elevada. Uma vez que o berço é abaixado para permitir a conexão com a estrutura submarina, somente então o suporte do oleoduto pode começar a suportar o oleoduto.

[0034] A localização exigida para a cabeça de ligação do oleoduto pode estar em um berço de suporte fornecido adjacente ao ponto de puxamento. A cabeça de ligação pode ser travada ao berço de suporte quando estiver em uma posição adequada. A conexão do oleoduto à estrutura submarina pode prosseguir de acordo com qualquer técnica adequada. O método pode envolver a conexão imediata da cabeça de ligação a um acoplamento de oleoduto, uma vez que tenha sido puxada para o ponto de puxamento, mas, de preferência, o oleoduto é primeiro inundado, por exemplo, utilizando um rotor de tubos adequado. O berço de suporte pode, portanto, ser usado para suportar primeiro o oleoduto para acesso a um receptor de lançamento de rotor de tubos na extremidade de ligação do oleoduto, com o receptor de lançamento de rotor de tubos sendo usado para lançar um rotor de tubos e assim inundar o oleoduto, antes do receptor de lançamento de rotor de tubos ser removido e a cabeça de ligação do oleoduto é então conectada à estrutura submarina. O oleoduto pode permanecer no berço de suporte durante esse processo, por exemplo, com o berço de suporte primeiro em uma localização elevada para acesso ao receptor de lançamento de rotor de tubos, e o berço de suporte sendo então abaixado para permitir a conexão do oleoduto à estrutura submarina.

[0035] Uma vez que o oleoduto está na altura correta e na localização geral correta para conexão do oleoduto à estrutura submarina, o oleoduto pode ser movido para a posição para conexão à estrutura submarina e, de preferência, conectado à estrutura submarina, sendo movido lateralmente. Isso pode ser conseguido acoplando um cilindro de curso ao oleoduto e colocando o oleoduto em posição. Existem técnicas convencionais para fazer isso que o versado na técnica deve estar ciente.

[0036] Uma vez que o oleoduto está conectado à estrutura submarina, o oleoduto pode ser travado no lugar. Isto pode ser conseguido de preferência utilizando uma braçadeira, tal como uma braçadeira hidráulica. A cabeça de ligação pode ser travada à estrutura submarina.

[0037] De preferência, a estrutura submarina está localizada submarina, tal como no fundo do mar.

[0038] O equipamento submarino, a estrutura submarina e/ou a localização de puxamento podem incluir proteção para proteger o equipamento submarino, a estrutura submarina e/ou a localização de puxamento (respectivamente) de danos, por exemplo, que poderiam ser causados por contato com o oleoduto quando o oleoduto é lançado ou puxado. Esta proteção pode compreender barras de amortecimento na vizinhança e/ou em torno do equipamento submarino, da estrutura submarina e/ou da localização de puxamento.

[0039] O método pode compreender, durante a introdução do oleoduto no mar a partir de uma embarcação de assentamento de oleoduto, aplicar uma deformação plástica a uma região do oleoduto em ou próximo de uma extremidade do oleoduto a ser ligado e, durante ou após a ligação, elasticamente deformando a dita região para aumentar o seu raio de curvatura. Como uma opção, a dita região pode estar localizada dentro de 200 m, e mais preferencialmente 100 m, da extremidade de ligação do oleoduto. Como uma opção, o método pode compreender assentar a extremidade de ligação do oleoduto em ou perto do fundo do mar e puxar a extremidade de ligação em direção à estrutura submarina, a dita ação de puxar resultando na deformação elástica da dita região. A dita etapa de puxar pode ser conseguida usando o cabo de abaixamento e o sistema de tensionamento (tal como o guincho) discutido acima.

[0040] O método pode incluir acoplar pesos e/ou dispositivos de flutuação na extremidade ou próximo à extremidade de ligação do oleoduto, de modo a controlar a orientação e a localização do oleoduto durante o lançamento e o puxamento.

[0041] Como uma opção, a etapa de aplicar uma deformação plástica a uma região do oleoduto em ou perto de uma extremidade do oleoduto a ser ligado pode compreender estabelecer uma deformação de curvatura residual entre 0,2% a 0,3%.

[0042] Como uma opção, o dito oleoduto pode ser um oleoduto de aço.

[0043] Pode haver um aquecedor acoplado ou, ao menos, adjacente ao oleoduto. O aquecedor pode ser conectado ao oleoduto antes ou depois do lançamento ou ligação. O aquecedor pode compreender um cabo elétrico. O aquecedor pode correr ao longo do comprimento do oleoduto.

[0044] O aquecedor pode terminar a uma distância da estrutura submarina, tal como ao menos 1 m, 5 m ou 10 m.

[0045] Alternativamente, o meio de aquecimento pode deixar de ser acoplado ou adjacente ao oleoduto a uma distância da estrutura submarina, tal como ao menos 1 m, 5 m ou 10 m, mas pode continuar para uma segundo oleoduto (tal como um segundo oleoduto ligado à estrutura submarina (por exemplo, usando o presente método) ou a uma segundo oleoduto presente na vizinhança da estrutura submarina ou a um segundo oleoduto conectado a outra estrutura submarina na vizinhança da estrutura submarina). O aquecedor pode, portanto, aquecer uma pluralidade de oleodutos, e pode ser encaminhado ao redor (em vez de através) da estrutura submarina. Esse pode ser particularmente o caso quando o aquecedor é um cabo AC (de alta tensão).

[0046] Alternativamente, o aquecedor pode terminar em ou sobre a estrutura submarina. Neste caso, um segundo aquecedor pode ser conectado ao aquecedor, de preferência na localização de terminação. O segundo meio de aquecimento pode retirar energia do aquecedor e aquecer um segundo oleoduto ligado à estrutura submarina (por exemplo, pelo presente método) ou a um segundo oleoduto na vizinhança da estrutura submarina. O aquecedor pode ser pensado como sendo encaminhado através (em vez de em torno) da estrutura submarina. Esse pode ser particularmente o caso quando o aquecedor é um cabo DC (de baixa tensão).

[0047] Alternativamente, o aquecedor pode ser encaminhado diretamente através da estrutura submarina (por exemplo, de um oleoduto para outro oleoduto, ambos ligados à estrutura submarina, ou na vizinhança da estrutura submarina). Neste caso, o aquecedor não pode terminar na estrutura submarina, mas pode ser contínuo.

[0048] Quando o aquecedor é um cabo elétrico, o aquecedor também pode ser capaz de fornecer componentes e instrumentação e similares presentes na estrutura submarina. Este é particularmente o caso quando o cabo passa através, termina sobre ou passa próximo da estrutura submarina.

[0049] Visto a partir de outro aspecto, a invenção fornece um sistema para instalar um oleoduto em uma estrutura submarina, onde a estrutura submarina compreende um suporte como parte da estrutura submarina, o suporte estando na forma de uma fundação ou uma estrutura de suporte montada em uma fundação e sendo para transferir cargas para a fundação; onde o suporte compreende um ponto de puxamento em uma localização proximal, onde a localização proximal está em um primeiro lado do suporte; onde o suporte compreende um ponto forte ou um apoio para um ponto forte ao qual um ponto forte é conectado a uma localização distal, onde a localização distal está afastada da localização proximal e existe um caminho livre e reto entre o ponto de puxamento e o ponto forte, esse caminho livre fazendo ponte de alguma ou toda a largura do suporte; onde o ponto forte compreende uma guia, a guia sendo configurada de tal modo que um cabo de abaixamento possa passar através dele e de tal modo que a guia possa ser usada em conjunto com o fio de abaixamento e o caminho livre e reto para lançar e puxar o oleoduto em direção ao ponto de puxamento.

[0050] Assim, o ponto forte é colocado no mesmo suporte que o ponto de puxamento.

[0051] O sistema pode compreender um sistema automatizado para indicar quando o cabo de abaixamento atingiu a localização correta em relação ao ponto forte e, portanto, quando a cabeça de ligação do oleoduto atingiu a localização correta em relação ao ponto de puxamento.

[0052] O sistema pode também compreender um meio para tensionar o oleoduto durante a instalação, tal como o carretel de ligação ou fornecer uma extremidade de ligação do oleoduto com uma forma adequada para deformação elástica durante a instalação e durante a expansão térmica, como discutido acima.

[0053] O sistema pode compreender um cabo de abaixamento, como discutido acima. O cabo de abaixamento pode ser acoplado ao oleoduto. O cabo de abaixamento pode ser passado através do ponto forte. O sistema pode compreender um meio de tensionamento. O cabo de abaixamento pode ser acoplado ao meio de tensionamento.

[0054] O sistema pode compreender um suporte de oleoduto para suportar o oleoduto após o lançamento. Mais detalhes do suporte de oleoduto são discutidos acima.

[0055] O sistema pode incluir um berço de suporte para suportar o oleoduto após o lançamento. Mais detalhes do suporte de oleoduto são discutidos acima.

[0056] O sistema pode compreender um mecanismo de amarração para amarrar a cabeça de ligação ao berço de suporte uma vez que o oleoduto esteja em uma posição adequada.

[0057] O sistema pode compreender um rotor de tubos para inundar o oleoduto antes de conectar o oleoduto à estrutura submarina. O rotor de tubos pode ser acionado por um grande receptor de lançamento, de preferência acoplado à cabeça de ligação do oleoduto. O receptor de lançamento de rotor de tubos pode ser acoplado de forma removível ao oleoduto (cabeça de ligação do oleoduto).

[0058] O sistema pode compreender um meio de movimento lateral para mover o oleoduto para a posição lateralmente para conexão à estrutura submarina uma vez que o oleoduto esteja na altura correta. Este meio pode compreender um cilindro de curso. Esse é preferencialmente acoplado ao oleoduto. O cilindro de curso pode ser configurado para colocar o oleoduto em posição.

[0059] O sistema pode incluir uma amarração para amarrar o oleoduto no lugar uma vez que o oleoduto está conectado à estrutura submarina. A amarração pode, de preferência, ser uma braçadeira, tal como uma braçadeira hidráulica.

[0060] De preferência, o sistema e/ou estrutura submarina está localizada submarino, tal como no fundo do mar.

[0061] O sistema pode compreender um meio para aplicar uma deformação plástica a uma região do oleoduto em ou próximo de uma extremidade do oleoduto a ser ligada e, durante ou após a ligação, deformando elasticamente a dita região para aumentar o seu raio de curvatura, durante a introdução do oleoduto no mar a partir de uma embarcação de lançamento de oleoduto.

[0062] O sistema pode compreender pesos e/ou dispositivos de flutuação acoplados ao oleoduto, de preferência em ou próximo da extremidade de ligação do oleoduto, para controlar a orientação e a localização do oleoduto durante o lançamento e o puxamento.

[0063] O sistema pode compreender o oleoduto.

[0064] O sistema pode ser configurado para realizar qualquer um dos métodos discutidos aqui.

[0065] O sistema pode compreender qualquer uma das características discutidas aqui.

[0066] Um arranjo para uma instalação submarina que pode ser vantajosamente usado com o método de ligação acima e, portanto, pode ser incluído no sistema acima que inclui um aparelho de proteção de equipamentos submarinos compreendendo uma tampa e uma manga, onde a tampa e a manga são configuradas para serem suportáveis por uma fundação do equipamento submarino; e a tampa e a manga são dispostas de tal modo que ao menos uma parte da tampa pode entrar em uma abertura da manga e ser suportada pela manga; a tampa e a manga cobrindo e protegendo assim o equipamento submarino.

[0067] Uma fundação de algum tipo para o equipamento submarino deve estar presente para suportar o equipamento submarino, independentemente de se é desejada ou não para proteger o equipamento submarino. Assim, o arranjo de tampa e manga descrito acima utiliza vantajosamente a fundação do equipamento submarino para suportar o aparelho de proteção. Nenhuma fundação adicional é necessária. Além disso, o arranjo da fundação que é necessário para suportar tal manga se presta bem à inclusão de um ponto forte como discutido acima, com o ponto forte (ou apoio para o ponto forte) sendo localizado na fundação de modo fornecer assim uma localização para a ligação direta de um oleoduto, puxando-o do ponto forte em uma localização distal na fundação em direção a um ponto de ligação afastado do ponto forte e em uma localização proximal na fundação. Há, portanto, benefícios significativos para a combinação do arranjo de tampa e manga em relação à minimização das fundações necessárias tanto para o método de ligação (pela eliminação da fundação de iniciação) quanto para o subsequente uso do equipamento submarino (pelo uso de fundação única tanto para o equipamento quanto para o aparelho de proteção). Será também entendido que a tampa pode ser facilmente removida durante o processo de ligação para permitir acesso desimpedido para o cabo de abaixamento abranger a fundação.

[0068] Em algumas modalidades exemplificativas, como discutido mais abaixo, a fundação pode ser acoplada à manga antes da instalação da fundação. O ponto forte pode ser acoplado à fundação através da manga e/ou pode ser unido tanto à fundação quanto à manga.

[0069] O aparelho de proteção pode ser dimensionado para se encaixar em torno do equipamento submarino, tornando-o significativamente mais leve do que o aparelho de proteção conhecido.

[0070] Uma vez que o aparelho de proteção é suportado por uma fundação que estaria presente independentemente de o aparelho de proteção estar presente, é possível usar técnicas padrão para instalar as instalações submarinas no fundo do mar. Além disso, é possível retroajustar as instalações submarinas existentes com este aparelho de proteção. Além disso, é possível adaptar facilmente futuras instalações submarinas para incluir este aparelho de proteção.

[0071] Mais ainda, em contraste com o aparelho de proteção existente, devido à cooperação da manga e da tampa, a tampa pode ser levantada do equipamento submarino. Assim, o equipamento submarino pode ser facilmente exposto, por exemplo, para fins de manutenção.

[0072] A tampa pode ter uma parte superior convexa oca. Esta forma reduz a possibilidade de redes de arrasto, etc. capturar e prender o aparelho de proteção. Além disso, ela permite espaço suficiente para alojar o equipamento submarino. Dever-se-ia notar que, tal como aqui utilizado, a referência às partes de topo / superior e partes de fundo / inferiores é feita com referência à orientação do dispositivo quando em uso, onde a base estará mais próxima do fundo do mar (ou outra superfície submarina) e o topo estará mais longe do fundo do mar. Similarmente, as referências a uma direção vertical ou horizontal são usadas de uma maneira que seja consistente com isto, com a horizontal sendo geralmente paralela ao fundo do mar e a vertical se estendendo normal a partir do fundo do mar.

[0073] A parte superior convexa pode ser curvada de forma contínua, ou pode ser formada a partir de uma pluralidade de seções planas adjacentes adequadamente inclinadas (por exemplo, para formar um poliedro complexo), ou pode ser formada a partir de uma mistura de seções curvas e planas.

[0074] A parte superior convexa oca pode ser geralmente em forma de cúpula. A forma de cúpula pode ser circular ou não circular em plano. A cúpula pode ser uma cúpula de forma esferoide (por exemplo, uma cúpula esférica ou uma cúpula de forma esferoide oblata, ou uma cúpula de forma esferoide prolata, etc.) ou uma cúpula não esférica (por exemplo, uma cúpula de forma ovoide ou cúpula em forma de cápsula, etc.). Assim, quando em uso, a seção transversal horizontal (isto é, a vista plana) da parte superior convexa pode ser um círculo, uma elipse, uma forma oval ou de um estádio, etc.

[0075] Além disso, a tampa pode compreender uma parte superior que tem uma pluralidade de formas convexas ocas adjacentes entre si.

[0076] A forma exata da tampa deve ser decidida com base na forma do equipamento submarino que ela é projetada para proteger. Por exemplo, para uma árvore de Natal, uma seção transversal circular (em vista plana) pode ser usada, e para um coletor, uma seção transversal oval ou de estádio (em vista plana) pode ser usada.

[0077] A tampa pode compreender uma parte inferior. A parte inferior pode ser configurada para entrar na manga. A parte inferior pode ser a base da parte superior convexa. A parte inferior pode compreender uma parede que se estende a partir da base da parte superior convexa. A parede pode se estender a partir do perímetro inteiro da parte superior convexa. As partes opostas da parede podem ser paralelas entre si (isto é, a parede pode formar uma parte similar a um tubo). A parte inferior pode ser recebida totalmente dentro da manga quando a tampa está em uso, ou alternativamente uma parte da parte inferior pode permanecer fora da extensão vertical da manga durante o uso.

[0078] A tampa e a manga podem ter uma forma correspondente. Quando em uso, as seções transversais (tomadas em um plano horizontal) podem ter formas correspondentes.

[0079] A dimensão interna da seção transversal da manga pode ser aproximadamente igual ou maior do que a dimensão externa da seção transversal da tampa. Alternativamente, a dimensão interna da seção transversal da tampa pode ser aproximadamente igual ou maior do que a dimensão externa da seção transversal da manga. Por “aproximadamente igual a” entende-se que as dimensões relevantes são definidas de tal modo que existe um encaixe perfeito entre a tampa e a manga, de tal modo que o movimento relativo é reduzido. Haverá, naturalmente, sempre um certo grau de tolerância presente, como entre 50 e 250 mm.

[0080] Assim, a tampa pode ser impedida de rotacionar / girar dentro da manga pela exigida tolerância. Portanto, a única maneira de remover a tampa da sua amarração geométrica pode ser levantando-a verticalmente.

[0081] No entanto, não é essencial que as dimensões da tampa correspondam às da manga. De fato, uma vantagem deste aparelho de proteção é que não é necessária uma correspondência exata do tamanho da manga e da tampa e, por conseguinte, a necessidade de tampas / mangas feitas sob medida é muito reduzida.

[0082] Por exemplo, a manga pode ter aproximadamente 6 a 20 m de largura. Se circular em seção transversal, o diâmetro da manga pode ser de aproximadamente 6 a 20 m. Se retangular em seção transversal, a manga pode ter dimensões de aproximadamente 6 a 20 m. As dimensões da tampa podem ser substancialmente similares às da manga, mas podem ter uma pequena redução para a folga, por exemplo, de aproximadamente 50 a 250 mm.

[0083] O aparelho de proteção de equipamento submarino pode ser configurado de tal modo que a tampa seja mantida em posição pela manga e pelo peso da tampa. Assim, a tampa não pode ser fixada na fundação / manga / fundo do mar. Isso facilita sua instalação e remoção. A tampa pode ser removida quando o acesso ao equipamento submarino é desejado.

[0084] A tampa pode ser uma tampa moldada. Isso facilita muito a fabricação da tampa. Uma vez que a tampa pode ter uma forma oca convexa, a moldagem pode ser especialmente vantajosa para fabricar facilmente tais formas complexas. Em contraste, o aparelho de proteção conhecido exige fabricação tal como corte, encaixe, soldagem, etc. A tampa pode ser moldada a partir de compósitos, tais como FRP, GRP e similares.

[0085] A tampa pode incluir uma construção em sanduíche. Tal construção pode fornecer reforço da tampa, e pode fornecer à tampa propriedades de isolamento térmico.

[0086] A tampa pode fornecer isolamento térmico para evitar a perda de calor a partir do equipamento submarino. A tampa pode ser construída de um material termicamente isolante.

[0087] A tampa pode consistir de um componente. Isso pode facilitar a fabricação, instalação e remoção da tampa.

[0088] Alternativamente, a tampa pode compreender uma pluralidade de seções. Isso pode facilitar o acesso ao equipamento submarino. Por exemplo, a tampa pode compreender uma escotilha. A escotilha pode ser posicionada no topo da tampa quando em uso. A escotilha pode ser removível.

[0089] A tampa pode ser formada de duas secções. Cada segmento pode ser aproximadamente metade da tampa. As respectivas seções podem ser simétricas entre si. As seções podem tocar quando instaladas. Pode haver um espaço entre as seções quando instaladas.

[0090] A tampa pode ter uma superfície ininterrupta. Por “superfície ininterrupta” entende-se que a superfície da tampa está substancialmente isenta de furos. Isso fornece uma boa proteção sobre todo o equipamento submarino.

[0091] A parte superior convexa da tampa pode ter uma superfície ininterrupta. Uma parte superior da parte superior convexa pode ter uma superfície ininterrupta. A superfície ininterrupta pode estender-se desde o topo da tampa descendo a tampa, de modo a facilitar a instalação do aparelho de proteção (por exemplo, suficientemente longe de quando a tampa é invertida, a tampa ou o aparelho de proteção como um todo podem flutuar). Como descrito em mais detalhes abaixo, a tampa pode ser invertida durante o transporte, de modo a formar efetivamente uma forma de casco. A tampa pode assim flutuar e pode ser rebocada para o mar até a localização desejada.

[0092] A tampa pode compreender furos. Isto reduz o peso da tampa, a quantidade de material usado e as forças hidrodinâmicas associadas ao movimento da tampa, por exemplo, durante a instalação. Além disso, ela pode permitir a fácil inspeção do equipamento submarino localizado dentro da tampa. Os furos podem ser formados na parte inferior. Os furos podem ser formados na parte superior convexa. Os furos podem ser formados em uma parte inferior da parte superior convexa. A tampa pode compreender uma gaiola.

[0093] A tampa pode ter uma forma empilhável, por exemplo, com paredes inclinadas ligeiramente fora da vertical, similar a taças empilháveis, permitindo assim que múltiplas tampas similares sejam transportadas em uma pilha.

[0094] A manga pode ser configurada para ser fixada à fundação. Isto permite que a manga seja mantida em posição em relação à fundação, fundo do mar e equipamento submarino e, portanto, atue como um suporte para outros componentes (por exemplo, a tampa). Como dito acima, a fundação pode ser acoplada vantajosamente à manga antes da instalação da fundação. A manga pode ser unida à fundação durante a fabricação por qualquer meio adequado.

[0095] Esse recurso é particularmente benéfico quando a fundação é uma fundação cilíndrica, tal como, por exemplo, uma pilastra de sucção. Assim, em uma configuração preferencial, o aparelho de proteção de equipamento submarino inclui uma fundação acoplada à manga, de preferência unida à manga antes de a fundação ser instalada, e opcionalmente uma fundação de pilastra de sucção. Ao instalar o aparelho, a pilastra de sucção (com a manga acoplada) pode ser primeiro fixada ao fundo do mar, e então, opcionalmente, um condutor / tubo para o equipamento submarino pode ser instalado através da pilastra de sucção.

[0096] A manga pode compreender geralmente paredes que se estendem verticalmente em torno da abertura para a tampa.

[0097] A manga pode compreender furos, por exemplo, furos através das paredes verticais. Esses furos reduzem o peso da manga, e permitem a inspeção do equipamento submarino. Os furos na manga podem ser colocados para alinhar com os furos na parte inferior da tampa.

[0098] A manga pode ser configurada para suportar o peso da tampa, e para suportar a tampa em uma direção lateral. A manga pode entrar em contato com a parte inferior da tampa. A manga pode entrar em contato com a base da tampa. A manga pode compreender um ou mais componentes que se estendem para dentro, ou para fora, das paredes da manga. A tampa pode repousar no(s) componente(s). O componente pode compreender uma prateleira. Os componentes podem compreender uma pluralidade de barras. O(s) componente(s) pode ser posicionado a uma altura (tal como aproximadamente 2 m) acima do fundo do mar. Isso permite que a tampa repouse a essa altura acima do fundo do mar. Isso significa que a tampa não precisa se estender até o fundo do mar e, portanto, pode ser reduzida em tamanho. Além disso, permite a inspeção do equipamento submarino somente através da manga abaixo dos componentes horizontais. Alternativamente, o peso da tampa pode ser suportado diretamente pela fundação.

[0099] A seção transversal horizontal da manga pode ser um círculo, uma elipse, uma forma oval ou de um estádio, ou qualquer forma que complemente a forma da tampa. Esta forma pode ser da dimensão interna da manga, ou da dimensão interna e externa da manga.

[0100] O aparelho de proteção de equipamento submarino pode compreender um defletor de arrasto inclinado entre o fundo do mar e a manga e/ou a tampa. O defletor de arrasto impede ainda as redes de arrasto, etc., capturando e prendendo o aparelho de proteção. O defletor de arrasto pode ser configurado para circundar circunferencialmente a tampa.

[0101] O defletor de arrasto pode ser angulado entre 45° e 60° em relação ao fundo do mar. O defletor de arrasto pode se estender a partir do fundo do mar. O defletor de arrasto pode se estender até o topo da manga.

[0102] O defletor de arrasto pode compreender uma pluralidade de escoras dispostas para se estenderem em um ângulo entre a manga / tampa e o fundo do mar / fundação. As escoras podem ser substancialmente igualmente espaçadas em torno do perímetro da manga.

[0103] O defletor de arrasto pode incluir uma superfície frustocônica disposta para se estender entre a manga / tampa e o fundo do mar / fundação.

[0104] O defletor de arrasto pode ser configurado para ser suportado em uma direção lateral pela manga. O defletor de arrasto pode ter uma seção transversal horizontal (isto é, em vista plana) que é complementar em forma à da manga. O defletor de arrasto pode ter uma dimensão interna que é aproximadamente igual a (mas marginalmente maior do que) a dimensão externa da manga. Isto permite que o defletor de arrasto se encaixe sobre a manga e seja suportado pela manga. A dimensão interna do defletor de arrasto pode ser maior do que a dimensão externa da manga.

[0105] O defletor de arrasto pode geralmente ser oco. O defletor de arrasto pode compreender furos através de sua superfície externa. Isto ajuda a reduzir o peso do aparelho de proteção e a reduzir as forças hidrodinâmicas associadas ao movimento do aparelho, por exemplo, durante a instalação. Além disso, os furos podem ser usados para inspecionar o equipamento submarino sem remover o defletor de arrasto.

[0106] O defletor de arrasto pode ser configurado para ser mantido em posição pelo peso do defletor de arrasto. Assim, o defletor de arrasto não pode ser fixado à fundação / manga / fundo do mar. Isso facilita sua instalação e remoção. O defletor de arrasto pode ser removido quando o acesso ao equipamento submarino é desejado.

[0107] O defletor de arrasto pode ser fixado à manga e, opcionalmente, tanto a manga quanto o defletor de arrasto podem ser acoplados à fundação antes da instalação da fundação.

[0108] O aparelho de proteção pode compreender uma tubulação de fluxo flexível, onde o defletor de arrasto suporta a tubulação de fluxo flexível. A tubulação de fluxo flexível pode estar presente para conectar o equipamento submarino a equipamentos submarinos próximos ou a equipamentos na superfície.

[0109] A tubulação de fluxo flexível pode ser enrolada em torno da circunferência exterior do defletor de arrasto, de preferência o defletor de traves frustocônico, uma vez que esta forma permite um fácil enrolamento / desenrolamento. As cintas retentoras podem manter a tubulação de fluxo no lugar quando desejado (por exemplo, durante a instalação do defletor de arrasto).

[0110] O aparelho de proteção pode compreender um dispositivo de monitoramento de vazamento, tal como, por exemplo, um sensor de pressão ou um sensor de gás. Isto pode ser fornecido na superfície interna da tampa. O dispositivo pode estar localizado acima do equipamento submarino. O dispositivo pode estar localizado em uma região superior da tampa. O dispositivo pode estar localizado no ponto mais alto da superfície interna da tampa.

[0111] O dispositivo de monitoramento de vazamento pode ser fixado ao equipamento submarino. Opcionalmente, o dispositivo de monitoramento de vazamento não está fixado à tampa. O dispositivo de monitoramento de vazamento pode ser suspenso acima do equipamento submarino em uma região superior da tampa. Isso é vantajoso, pois a tampa pode ser removida do equipamento submarino sem a remoção do dispositivo de monitoramento de vazamento. Isso permite que a tampa seja removida sem a necessidade de desconectar o dispositivo de monitoramento de vazamento, por exemplo, a partir de um sistema de monitoramento baseado em superfície ao qual o dispositivo pode ser conectado. Isso facilita a remoção da tampa.

[0112] O monitoramento de vazamentos de equipamento submarino é uma consideração importante. Em sistemas de proteção conhecidos, nenhum monitoramento de vazamento é fornecido. Em vez disso, o monitoramento de vazamentos pode ser fornecido integradamente como parte do equipamento submarino. Devido à presença da tampa e à localização do dispositivo de monitoramento de vazamento, vazamentos de hidrocarbonetos podem se acumular em uma região superior da tampa. Estes vazamentos de hidrocarbonetos, que são tipicamente menos densos do que a água, deslocam a água da região superior da tampa e podem ser mantidos na região superior da tampa pela tampa. Nesse aspecto, a tampa em forma de cúpula é particularmente vantajosa.

[0113] A tampa pode compreender um furo na parte superior da tampa, por exemplo, um furo circular. O furo pode ser fornecido na posição mais alta da tampa. O furo pode ser fornecido em um centro de simetria da tampa. Tal furo pode ser usado durante a instalação da tampa, como explicado mais abaixo. O furo pode ser configurado (por exemplo, formado / dimensionado), de tal modo que um dispositivo de elevação e/ou cabo de elevação possa ser inserido através do furo.

[0114] A tampa pode compreender uma parte tubular que se estende a partir do furo (isto é, desde a borda da tampa que forma o furo) até a parte superior da tampa. Assim, uma cavidade pode ser formada entre a parte tubular e a tampa. O dispositivo de monitoramento de vazamento pode ser posicionado nesta cavidade. Essa cavidade pode permitir que os hidrocarbonetos vazados sejam coletados mesmo quando o furo estiver presente. A parte tubular pode também fornecer reforço ao furo, o que pode ser vantajoso quando a tampa é levantada / movida por um dispositivo de elevação e/ou o cabo de elevação inserido através do furo.

[0115] O furo pode também fornecer acesso através da tampa para o equipamento submarino, por exemplo, para um transporte / oleoduto, mesmo quando a tampa está em posição.

[0116] Em outro aspecto, a invenção fornece uma instalação submarina compreendendo uma parte de equipamento submarino montada a uma fundação e um ponto forte para acoplamento a um cabo de abaixamento ou um apoio para tal ponto forte como descrito acima, o ponto forte ou apoio sendo acoplado à fundação como descrito acima, a instalação submarina compreendendo opcionalmente um aparelho de proteção de equipamento submarino como descrito acima, onde a manga é montada na fundação e circunda o equipamento submarino, e onde a tampa cobre o equipamento submarino.

[0117] Como discutido acima, a fundação pode ser fornecida por uma pilastra de sucção. Uma pilastra de sucção é vantajosa, pois é leve e fácil de instalar. Uma pilastra de sucção pode ser referida como, e pode abranger, um caixão de sucção, uma âncora de sucção, um balde de sucção e/ou uma lata de sucção.

[0118] A parte de equipamento submarino pode ser equipamento para a produção de petróleo e gás, por exemplo, pode ser uma árvore de Natal ou um coletor. A parte de equipamento submarino pode ser uma estação de bombeamento, uma estação de tratamento químico, um módulo de separação, uma cabeça de terminação umbilical, um módulo de sistema de controle ou uma unidade de energia e hidráulica.

[0119] De modo a instalar a árvore de Natal na pilastra de sucção, a pilastra de sucção pode primeiro ser fixada ao fundo do mar, e então um condutor / tubulação pode ser instalado através da pilastra de sucção. Exemplos de tais métodos podem ser vistos em US 2012/0003048.

[0120] Em um aspecto adicional, a invenção também fornece um sistema submarino compreendendo uma pluralidade de instalações submarinas descritas acima, onde as instalações submarinas são conectadas em um arranjo de satélite. O sistema pode incluir, por exemplo, um coletor conectado a múltiplas árvores de Natal, com cada um dos coletores e as árvores de Natal sendo protegidas por meio de um aparelho de proteção submarina, conforme descrito acima.

[0121] Em sistemas submarinos conhecidos, onde as partes de equipamentos submarinos são protegidas, todo o equipamento submarino está localizado sob uma única capa protetora grande. Em contraste, a presente invenção permite que diferentes partes de equipamento submarino sejam protegidas por diferentes equipamentos de proteção. Isso permite que as diferentes partes de equipamentos submarinos sejam distribuídas conforme desejado (que pode ser em uma área considerável, por exemplo, espalhadas em torno de uma área de até 200 m de raio), em vez de serem forçadas a alojar todos os equipamentos na mesma localização.

[0122] A separação das partes do equipamento submarino pode ser ainda mais vantajosa, já que outras partes do equipamento submarino (por exemplo, uma bomba de reforço) podem ser adicionadas ao sistema submarino entre as partes existentes do equipamento submarino sem ter que mover / perturbar / reorganizar as partes de equipamento submarino existentes.

[0123] As partes do equipamento submarino podem ser conectadas umas às outras através de um ou mais oleodutos no fundo do mar. O(s) oleoduto(s) pode ser protegido por um ou mais colchões de concreto. Esses oleodutos podem ter sido instalados usando qualquer um dos métodos ou sistemas discutidos aqui.

[0124] Visto a partir de outro aspecto, a invenção fornece um método para instalação de uma instalação submarina compreendendo: instalação do aparelho de proteção de equipamento submarino descrito acima por: montar a manga à fundação do equipamento submarino; localizar a tampa na abertura da manga, e inserir ao menos uma parte da tampa na abertura da manga de modo que a tampa fique retida dentro da manga, bem como utilizar o método do primeiro aspecto (incluindo possivelmente suas características opcionais / preferenciais) para ligação de um oleoduto à instalação submarina antes da inserção da tampa, ou em um momento posterior com a abertura / remoção temporária da tampa durante a ligação. O método pode incluir fornecer o aparelho de proteção de equipamento submarino ou partes dele, com recursos como discutido acima.

[0125] O método pode incluir transportar a tampa e/ou a manga para o sítio de instalação, por exemplo, através de uma barcaça ou flutuando e rebocando-a. Vantajosamente, a tampa pode ser flutuada para o sítio de instalação. Isso significa que a tampa pode ser instalada sem a necessidade de uma embarcação grande ou uma embarcação com capacidade de elevação. Em modalidades em que a tampa tem uma superfície ininterrupta (por exemplo, para a parte de topo / superior), a tampa pode ser invertida e pode flutuar sem a necessidade de uma flutuação adicional. Alternativamente, ou adicionalmente, a tampa pode ter uma forma empilhável, permitindo assim que múltiplas tampas similares sejam transportadas em uma pilha.

[0126] A tampa pode estar localizada na abertura afundando a tampa, por exemplo, emborcando uma capa invertida para a inundar, ou liberando ar a partir de uma tampa não invertida, de modo que esta inunde com a água desde a submersão. Uma vez submersa, a tampa pode ser pendurada em uma linha, ou várias linhas, e direcionada para estar acima da abertura na manga. Mais uma vez, este procedimento pode ser convenientemente realizado por uma pequena embarcação sem necessidade de uma grande capacidade de elevação.

[0127] A tampa pode ser mantida dentro da manga simplesmente pelo seu peso. Isso significa que não há necessidade de nenhum tipo de operação submarina complexa ao instalar a tampa.

[0128] A manga pode ser montada à fundação por qualquer meio adequado. Em algumas modalidades exemplificativas vantajosas, a manga é acoplada à fundação antes da instalação da fundação. Isso significa que a manga e a fundação podem ser transportadas e instaladas juntas, o que minimiza o trabalho submarino que é exigido.

[0129] A fundação pode ser instalada usando técnicas conhecidas. Um tipo de fundação preferencial para algumas modalidades é uma pilastra de sucção. Isto pode ser facilmente instalado com a manga já acoplada à pilastra de sucção como discutido acima, uma vez que o método de instalação de uma pilastra de sucção não é impedido por uma manga estar presente sobre a pilastra. Em algumas modalidades exemplificativas, a manga em conjunto com a pilastra de sucção é instalada e, em seguida, um condutor ou tubo é instalado através da pilastra no fundo do mar para o equipamento submarino.

[0130] O equipamento submarino pode ser instalado após a instalação da manga (que pode estar na fundação ou subsequentemente), e a tampa é encaixada uma vez que o equipamento submarino está no lugar.

[0131] Quando a fundação é uma pilastra de sucção e esta é unida à manga antes da instalação, então o conjunto de manga e pilastra pode ser vantajosamente transportado por flutuação, por exemplo, com o conjunto invertido. Assim como com a flutuação da tampa, isso significa que não é necessário uma embarcação especial. Uma pequena embarcação com capacidade de elevação modesta pode ser usada. A manga e a pilastra podem ser submersas utilizando técnicas conhecidas para pilastras de sucção e depois dirigidas para a localização exigida no fundo do mar, utilizando novamente técnicas conhecidas. Com esta abordagem, o equipamento e o treinamento exigidos para instalar a manga são muito similares aos exigidos para instalar a pilastra de sucção e, consequentemente, o custo de introdução do sistema de manga e tampa é minimizado.

[0132] Certas modalidades preferenciais da invenção serão agora descritas apenas a título de exemplo e com referência aos desenhos em anexo, nos quais:

[0133] A Figura 1 ilustra os princípios básicos para um método de lançamento de ligação direta.

[0134] A Figura 2 é uma seção transversal lateral de um aparelho de proteção de equipamento submarino com um arranjo de tampa e manga.

[0135] A Figura 3 mostra um aparelho de proteção de equipamento submarino similar ao da Figura 2 em vista de seção parcial.

[0136] A Figura 4 é uma vista explodida de um aparelho de proteção de equipamento submarino com uma tampa e uma manga.

[0137] A Figura 5 é uma seção transversal lateral de um aparelho de proteção de equipamento submarino para um coletor ou similar.

[0138] A Figura 6 mostra um aparelho de proteção de equipamento submarino para uma árvore de Natal juntamente com um aparato de proteção de equipamento submarino para um coletor.

[0139] A Figura 7 é uma vista plana de uma disposição de uma instalação submarina.

[0140] A Figura 8 é uma vista em perspectiva de uma estrutura submarina adaptada para uso com o método da Figura 1.

[0141] A Figura 9 mostra a estrutura submarina da Figura 8 com a tampa e defletores de arrasto removidos e incluindo a tubulação para conexão ao oleoduto.

[0142] A Figura 10 é uma vista plana mostra as mesmas características da Figura 9, juntamente com o oleoduto durante o lançamento e puxamento.

[0143] A Figura 11 é uma vista em perspectiva de outra estrutura submarina adaptada para uso com o método da Figura 1, incluindo o cabo de abaixamento acoplado ao ponto forte.

[0144] Figura 12 é um detalhe da Figura 11 em vista ampliada.

[0145] A Figura 13 é uma vista lateral que mostra a mesma estrutura da Figura 11 e indica a localização do oleoduto quando instalado, bem como a localização para inserção de um rotor de tubos através do receptor de lançamento de rotor de tubos.

[0146] Em relação à Figura 1A, uma modalidade do método e do sistema é ilustrada. O sistema 17 é um sistema 17 para instalação de um oleoduto submarino 19 em uma estrutura submarina 18. A estrutura submarina 18 compreende um suporte 6 como parte da estrutura submarina 18. Na modalidade da Figura 1, o suporte 6 está na forma de uma fundação 6. O suporte 6 compreende um ponto de puxamento 22 em uma localização proximal. A localização proximal está em um primeiro lado do suporte 6 (isto é, o lado esquerdo do suporte 6 na Figura 1). O suporte 6 compreende um ponto forte 20 em uma localização distal. A localização distal está afastada da localização proximal. Existe um caminho livre e reto entre o ponto de puxamento 22 e o ponto forte 20. Este caminho livre liga substancialmente toda a largura do suporte 6. O ponto forte 20 compreende uma polia 21. A polia 21 é configurada de modo que o cabo de abaixamento 24 pode passar através da polia 21 e de tal modo que a polia 21 pode ser usada em conjunto com o cabo de abaixamento 24 e o caminho livre e reto para assentar e puxar o oleoduto 19 para o ponto de puxamento 22. Mais detalhes do sistema 17 e do método de seu uso são discutidos abaixo.

[0147] O presente sistema 17 não exige uma pilastra de iniciação / fundação de iniciação, como nas técnicas de abaixamento da técnica anterior. Pelo contrário, ele faz uso da largura do suporte 6 de modo a permitir a conexão com o cabo de abaixamento 24. Assim, o ponto forte 20 é colocado no mesmo suporte 6 que o ponto de puxamento 22. Na modalidade de Figura 1, tanto o ponto forte 20 quanto o ponto de puxamento 22 são montados na mesma fundação 6. A fundação 6 é uma pilastra de sucção 6. O equipamento submarino 16 é montado diretamente à pilastra de sucção 6 com o caminho livre estendendo-se através da pilastra de sucção 6 entre o equipamento submarino 16.

[0148] O ponto de puxamento 22 e o ponto forte 20 estão em uma localização proximal e distal respectivamente, com os termos proximal e distal como aqui utilizados referenciando um ponto próximo e distante do suporte 6 em relação à localização do oleoduto 19. Portanto, o ponto de puxamento 22 está mais próximo o oleoduto 19 e o ponto forte 20 está mais distante do oleoduto 19. O ponto de puxamento 22 está em um primeiro lado do suporte 6 e o ponto forte 20 está em um lado oposto do suporte 6. Na modalidade da Figura 1, o suporte 6 e a estrutura 18 são geralmente circulares no plano e o ponto de puxamento 22 e o ponto forte 20 estão localizados através do diâmetro do suporte 6 e da estrutura 18.

[0149] O ponto forte 20 é uma estrutura para reter as forças aplicadas ao suporte 6 através do cabo de abaixamento 24 e para permitir o movimento do cabo de abaixamento 24 quando a cabeça de ligação 25 do oleoduto é puxada e lançada.

[0150] O oleoduto 19 compreende uma cabeça de ligação 25 do oleoduto 19. A cabeça de ligação 25 é a parte do oleoduto 19 que é (será) acoplada à estrutura submarina 18 no ponto de puxamento 22.

[0151] Mais detalhes da cabeça de ligação 25 podem ser vistos na Figura 1B. Como pode ser visto a partir da Figura 1B, o cabo de puxamento 24 é acoplado ao oleoduto 19 através de um suporte 26. O suporte 26 compreende um furo central através do qual o oleoduto 19 passa. O suporte 26 entra em contato com a cabeça de ligação 25 do oleoduto 19 de modo que a tensão aplicada ao cabo de puxamento 24 é passada para o oleoduto 19 através do suporte 26. O suporte 26 é mantido em posição na cabeça de ligação 25 do oleoduto 19 agarrando a cabeça de ligação 25. Além disso, a cabeça de ligação 25 do oleoduto 19 compreende um flange 27 entre o suporte 26 e a extremidade do oleoduto 19. O flange 27 impede o movimento axial do suporte 26 em direção à extremidade do oleoduto 19. Assim, quando a tensão é aplicada ao cabo 24, a tensão é transferida para o oleoduto 19.

[0152] O suporte 26 compreende duas partes salientes 28 que se estendem radialmente a partir do oleoduto 19, quando o suporte 26 está em posição. Existem dois cabos de abaixamento 24, cada um acoplado às respectivas partes salientes 28, de tal modo que os cabos de abaixamento 24 (quando sob tensão) se estendem substancialmente paralelos ao oleoduto 19, mas estão espaçados radialmente a partir do mesmo. O espaçamento dos cabos 24 permite que os cabos 24 livrem o(s) flange(s) 27 na extremidade do oleoduto 19, e quaisquer flanges na localização de puxamento 22 da estrutura submarina 18. O suporte 26 é rotativamente simétrico quando visto ao longo do eixo longitudinal do oleoduto 19.

[0153] A partir da cabeça de ligação 25, o cabo de abaixamento 24 passa pela polia 21 do ponto forte 20 e depois para um meio de tensionamento (não mostrado), tal como um guincho no convés de uma embarcação na superfície do mar. A polia 21 é elevada acima do suporte 6 por uma certa altura.

[0154] O sistema 17 compreende um suporte de oleoduto 28 para suportar o oleoduto 19 após o assentamento do oleoduto 19. O suporte de oleoduto 28 suporta o oleoduto 19 em relação ao fundo do mar 29 e fornece uma folga entre o fundo do mar 29 e o oleoduto 19. O suporte 28 de oleoduto está na forma de um saco de suporte. O suporte de oleoduto 28 suporta o oleoduto 19 em uma extremidade de ligação do oleoduto 19, ou seja, em uma localização no oleoduto 19 próxima à cabeça de ligação 25 e próxima à estrutura submarina 18.

[0155] O sistema 17 compreende um berço de suporte 30 para suportar o oleoduto 19 após o assentamento. O berço de suporte 30 entra em contato e suporta a cabeça de ligação 25 do oleoduto 19. O berço de suporte 30 é configurado para ser levantado e abaixado entre uma posição elevada (ver estado (ii) na Figura 1A) e uma posição abaixada (ver estado (iii) na Figura 1A). Como é discutido abaixo, um rotor de tubos é atuado na posição elevada e o oleoduto 19 é conectado à estrutura submarina 18 na posição abaixada.

[0156] O sistema compreende um rotor de tubos para inundar o oleoduto 19 antes de conectar o oleoduto 19 à estrutura submarina 18. O rotor de tubos é acionado por um receptor de lançamento de rotor de tubos 31, que é acoplado à cabeça de ligação 25 do oleoduto 19 durante o assentamento, e que é removido (como pode ser visto a partir da seta na Figura 1A) a partir da cabeça de ligação 25 após a atuação do rotor de tubos.

[0157] O sistema 17 compreende um sistema automatizado (não mostrado) para indicar quando o cabo de puxamento 24 atingiu a localização / distância correta em relação ao ponto forte 20 e, portanto, quando a cabeça de ligação 25 do oleoduto 19 atingiu a localização correta em relação ao ponto de puxamento 22. Esta distância correta é mostrada no estado (i) da Figura 1A.

[0158] O ponto forte 20 inclui um sistema de gatilho 32, tal como um mecanismo de amarração 32, que é ativado quando o cabo de abaixamento 24 está na localização correta. O mecanismo de amarração 32 compreende um dispositivo de amarração 32 no cabo de abaixamento 24 a um espaçamento predeterminado a partir da cabeça de ligação 25 do oleoduto 19, onde o dispositivo de amarração é para enviar um sinal ao sistema que puxa o cabo de abaixamento quando o dispositivo de amarração atinge o ponto forte 20. O dispositivo de amarração 32 é disparado mecanicamente mediante o contato com a polia do ponto forte 20.

[0159] A estrutura submarina 18 compreende a proteção 33 para proteger o equipamento submarino 16 de danos. Esta proteção 33 compreende barras / quadro de amortecimento 33 na vizinhança e/ou em torno do equipamento submarino 16, entre a localização de puxamento 22 e o equipamento submarino 16.

[0160] Uma modalidade do método ilustrado na Figura 1 é agora descrita.

[0161] Em primeiro lugar, o método compreende conectar o cabo de abaixamento 24. O cabo de abaixamento 24 é passado a partir do guincho na superfície (não mostrado) até a estrutura submarina 18 e passado através da polia 21 do ponto forte 20. A extremidade do cabo de abaixamento 24 é então levada de volta à superfície e acoplada à cabeça de ligação 25 do oleoduto 19 quando o oleoduto 19 está na superfície. O cabo de abaixamento é acoplado ao oleoduto 19 por meio do suporte 26 descrito acima. O receptor de lançamento de rotor de tubos 31 é também acoplado à cabeça de ligação 25.

[0162] O assentamento do oleoduto 19 é então iniciado puxando a cabeça de ligação 25 para baixo em direção à estrutura submarina 18. Isto é conseguido aplicando uma tensão constante ao cabo de abaixamento 24 utilizando o guincho na superfície (não mostrada).

[0163] Durante o assentamento, o oleoduto 19 pode ser tratado / modificado de modo a poder suportar a expansão térmica, como foi discutido acima.

[0164] O oleoduto 19 é puxado para baixo até que o oleoduto 19 esteja na localização / distância correta em relação ao ponto forte (estado (i) da Figura 1A). Nesta localização / distância, o mecanismo de amarração 32 acoplado ao cabo de puxamento 24 entra em contato com o ponto forte 20 e, portanto, envia um sinal para parar o abaixamento usando o guincho.

[0165] Uma vez que o oleoduto 19 está na distância correta a partir do ponto forte 20 (estado (i)), o assentamento pode continuar até que o oleoduto esteja repousando no berço de suporte 30 na posição elevada (estado (ii) da Figura 1A).

[0166] O assentamento é então continuado até que o oleoduto 19 também repousa no suporte de oleoduto 28. Isto deixa o oleoduto 19 em repouso com um momento de flexão mínimo (ou preferencialmente nenhum) para o processo de puxamento.

[0167] A extremidade de ligação 25 é amarrada no berço de suporte 30.

[0168] O receptor de lançamento de rotor de tubos 31 é utilizado para acionar o rotor de tubos e, consequentemente, inundar o oleoduto 19 com água. O receptor de lançamento de rotor de tubos 31 é então removido, como mostrado pela seta na Figura 1A.

[0169] O suporte de berço 30 é então abaixado para a sua posição abaixada (estado (iii) da Figura 1A), abaixando assim a cabeça de ligação 25 para estar adjacente ao ponto de puxamento 22.

[0170] O oleoduto 19 é então puxado para o ponto de puxamento 22 para acoplar o oleoduto 19 à estrutura submarina 18. Isto é conseguido usando um cilindro de curso (não mostrado).

[0171] O oleoduto 19 é então arramado em posição, usando uma braçadeira hidráulica (não mostrada).

[0172] Como observado acima, existem alguns benefícios a partir do método de ligação proposto, mesmo se uma ligação direta não for utilizada. O oleoduto poderia ser acoplado ao equipamento submarino por meio de um carretel de ligação, se necessário. No entanto, é preferencial usar uma ligação direta para evitar o custo de um carretel de ligação e para minimizar a intervenção necessária na localização submarina. Com o uso de uma ligação direta, é necessário permitir a expansão térmica do oleoduto após a instalação, bem como o movimento do oleoduto durante a instalação em algumas circunstâncias. Várias técnicas para ligação direta com características específicas para permitir a expansão do oleoduto e assim por diante estão disponíveis. Uma modalidade preferencial faz uso de uma curvatura residual local do tipo descrito em WO 2015/149843, que envolve criar um raio de curvatura utilizando uma técnica como descrita em WO 02/057674.

[0173] Em operação, um oleoduto se expandirá sob as altas pressões e temperaturas que podem ser associadas ao transporte, por exemplo, de petróleo ou gás. No caso de uma configuração geralmente reta entre, por exemplo, duas estruturas submarinas que são fixas no fundo do mar, tal expansão térmica (que resultará em um aumento no comprimento do oleoduto) resultará em forças de compressão no oleoduto. Essas forças de compressão podem ser significativas e, na ausência de algum mecanismo de controle, podem fazer com que o oleoduto se curve em localizações imprevisíveis, resultando na deformação e possível colapso do oleoduto no plano horizontal ou vertical.

[0174] Nos métodos convencionais de instalação, o oleoduto é colocado sob tensão à medida que é desdobrado a partir da embarcação de assentamento, devido tanto ao peso do próprio oleoduto quanto ao movimento para a frente da embarcação de assentamento. Essa força de tração resulta em uma extensão elástica axial no oleoduto e, como o oleoduto não recupera seu comprimento original antes da conclusão do processo de instalação, o oleoduto instalado permanece sob tensão. Esta tensão pré-existente no oleoduto atenua os efeitos da expansão longitudinal no oleoduto operacional, no entanto, as forças de compressão resultantes ainda podem ser grandes o suficiente para causar flambagem. Outras medidas que são comumente usadas para proteger contra a flambagem de um oleoduto incluem enterrar o oleoduto em uma vala ou colocá-lo em uma vala aberta, cobrir o oleoduto com cascalho, colocar o oleoduto ao longo de uma rota serpenteada, colocar o oleoduto em um invólucro maior, e incluir circuitos de expansão no oleoduto ao longo de seu comprimento. Esses métodos podem ser dispendiosos, e podem deixar incertezas quanto à probabilidade e possível localização da flambagem no oleoduto.

[0175] WO 02/057674 descreve um método que visa atenuar estes problemas colocando um oleoduto no fundo do mar enquanto permite a expansão térmica controlada utilizando circuitos de expansão térmica. Este método é ilustrado na Figura 5, que mostra uma embarcação de assentamento e um aparelho de assentamento associado. Um procedimento similar, ou qualquer outro processo adequado, pode ser usado para deformar plasticamente o oleoduto 19 antes de ser assentado. O procedimento de WO 02/057674 envolve a alimentação do oleoduto tendo um raio de curvatura residual inicial RrInit a partir de um carretel de oleoduto, preferencialmente através de um gancho ferrão, para um meio de curvatura onde um raio de curvatura reverso Rmk é aplicado ao lado oposto do oleoduto em relação ao raio de curvatura residual inicial Rrlnit. O meio de curvatura endireita o oleoduto para principalmente retas maiores tendo um raio de curvatura residual Rr que é maior que algum raio mínimo desejado de curvatura residual Rr. O meio de curvatura expõe partes mais curtas do oleoduto tendo um comprimento IE a um raio de contra curvatura RmkE que é menor do que um raio máximo desejado de curvatura residual REMax. Esses comprimentos curtos com raio de curvatura reduzido RmkE fornecem circuitos de expansão térmica no oleoduto implantado. O resultado desse método é que, durante a expansão térmica, a deflexão ocorre de maneira controlada nas regiões de curvatura pré-existentes.

[0176] O método de WO 02/057674 é adaptado de acordo com WO 2015/149843 para criar um circuito de ligação e expansão térmica na seção do oleoduto adjacente à extremidade de ligação do oleoduto.

[0177] Neste processo adaptado para implantar o oleoduto, que pode ser utilizado para o oleoduto 19 para criar um circuito de ligação e de expansão térmica similar, o oleoduto é implantado a partir de um carretel de oleoduto, que pode estar em uma embarcação de assentamento de oleoduto. O oleoduto 19 é dobrado sobre um gancho ferrão enquanto é implantado a partir do carretel de oleoduto. Há um raio de curvatura residual que resultaria a partir do armazenamento do oleoduto no carretel de oleoduto e sua flexão sobre o gancho ferrão. Para a maior parte do oleoduto 19, essa curvatura residual é removida por meio de um corretor de curvatura, que pode ser um dispositivo de rolo que passa o tubo por um caminho curvo. Em uma seção do oleoduto adjacente à extremidade do oleoduto que se ligará à instalação submarina, o corretor de curvatura é ajustado de modo que uma quantidade menor de curvatura seja aplicada ao lado oposto do oleoduto (ou seja, o lado que mostra curvatura convexa após a implantação a partir do carretel e dobra sobre o gancho ferrão). Como em WO 02/057674 ou WO 2015/149843, isto pode ser feito ajustando a distância entre os rolos que definem as dimensões do caminho curvo. Desta forma, menos da curvatura residual produzida pelo armazenamento no carretel e a flexão sobre o gancho ferrão é removida, deixando um raio de curvatura na seção de oleoduto adjacente à extremidade do oleoduto que é menor do que um raio de curvatura máximo predeterminado. Isso cria um circuito de ligação e expansão térmica na extremidade do oleoduto.

[0178] O raio de curvatura do circuito de ligação e de expansão térmica pode ser maior do que um raio de curvatura elástico do oleoduto 19, significando que o circuito é capaz de operar como uma mola resiliente. Como um resultado, qualquer força de tração exercida no oleoduto 19 durante o processo de ligação faz com que o laço de ligação seja endireitado. Naturalmente, se o oleoduto 19 fosse liberado a partir da estrutura submarina, o circuito no oleoduto 19 retornaria e adotaria a sua forma original.

[0179] Como um resultado dos circuitos de ligação direta e de expansão térmica na região das extremidades de ligação do oleoduto 19, as forças necessárias para puxar os oleodutos em contato com os respectivos conectores são muito reduzidas. Mais particularmente, a força necessária para deformar elasticamente o circuito de ligação direta e de expansão térmica e, assim, esticar o oleoduto 19, é significativamente menor do que a força que seria necessária para dobrar um oleoduto 19 no alinhamento ou tensão corretos de um oleoduto reto 19 para aumentar o seu comprimento.

[0180] Uma outra vantagem de fornecer um laço de ligação direta e de expansão térmica na região da extremidade de ligação de um oleoduto é que esse circuito também compensa a expansão térmica durante o uso do oleoduto. Isto é como descrito em WO02 / 057674. Pode ser possível evitar a necessidade de mais circuitos de expansão nas posições intermediárias ao longo do oleoduto 19 como um resultado do uso da curvatura residual como descrito acima.

[0181] As Figuras 2 a 7 mostram instalações submarinas com as quais o método de ligação proposto pode ser usado. O método de ligação pode ser combinado com o uso de deformação plástica para gerar a curvatura residual como descrito acima. Será apreciado que a instalação submarina da Figura 1 é amplamente similar a todas as estruturas de fundação e tampa / manga das Figuras 2-7, e o método de ligação pode, portanto, ser usado de uma maneira similar. O método de ligação é também descrito em mais detalhes abaixo com referência às Figuras 8-10 em um exemplo relacionado com uma instalação submarina como na Figura 1, isto é, similar ao das Figuras 2 a 7, e também com referência às Figuras 11 a 13 em um exemplo relacionado a um tipo diferente de instalação submarina. Será apreciado que o método de ligação direta pode ser usado com qualquer fundação e qualquer instalação submarina, desde que a fundação 6 / a estrutura (s) na fundação 6 forneça as localizações necessárias para o ponto forte 20 e o ponto de puxamento 22, com um espaço disponível entre esses pontos para o assentamento do cabo de abaixamento 24.

[0182] A Figura 2 mostra um aparelho de proteção de equipamento submarino com um arranjo de tampa e manga. Ele é mostrado em seção transversal lateral. O conceito de proteção é baseado em um oleoduto em filosofia de oleoduto onde uma tampa de proteção 1 “cúpula / copo” se encaixa dentro de uma manga circunferencial 2. Em vista plana, a tampa 1 e a manga 2 são circulares neste exemplo. A tampa 1 é restringida do movimento em uma direção horizontal, e é impedida de rotacionar / girar, pela manga 2. A tampa 1 é segura no lugar pelo seu peso e pela forma correspondente da tampa e da manga. Isto significa que não é necessário nenhum dispositivo de amarração para encaixar a tampa 1 para proteger o equipamento submarino 16 de cargas de arrasto laterais e cargas de impactos verticais descendentes. Este aparelho pode ser usado com um método de conexão de oleoduto de ligação direta como proposto aqui, já que com a tampa 1 removida e um arranjo adequado do equipamento submarino 16 na fundação 6, o acesso exigido através da largura da fundação 6 para uso do ponto forte proposto 30.

[0183] O conceito de proteção pode ser usado em uma única pilastra de sucção 6 para a proteção de uma árvore de Natal (XT), como mostrado, ou para proteger outras estruturas (coletor, UTA, bombas, etc.) onde um anel de manga pode ser integrado ao suporte da fundação. As Figuras 4 a 6 mostram outros equipamentos submarinos bem como XT. A tampa de proteção 1 pode estar em uma unidade ou vários segmentos amarrados no lugar quando encaixados dentro do anel de manga 2. O anel de manga 2 acomoda os defletores de arrasto 3. No exemplo da Figura 1, os defletores de arrasto 3 assumem a forma de painéis triangulares encaixadas nas paredes laterais da manga 2, estes podem ser montados em torno da circunferência da manga 2, por exemplo, em intervalos de 90 graus. Os defletores de arrasto 3 podem ter furos 8 para reduzir o seu peso e minimizar as forças geradas pelas correntes oceânicas. Os defletores de arrasto podem suportar uma tubulação de fluxo flexível 4 durante a instalação. Isto fornece uma maneira conveniente de manter a tubulação de fluxo 4 e transportá-la para o fundo do mar.

[0184] A Figura 2 também mostra o uso de um sensor 5 para detectar acúmulo de gás ou vazamento de pressão a partir do equipamento submarino 16 ou de qualquer outra fonte. A Figura ilustra ainda a maneira como um oleoduto 7 pode ser perfurado através da fundação da pilastra de sucção 6.

[0185] Outro exemplo é mostrado na Figura 3. Isto tem as mesmas características básicas do exemplo da Figura 2, com uma tampa 1, manga 2, defletor de arrasto 3 e fundação 6. Neste exemplo, o defletor de arrasto 3 usa um feixe inclinado em vez de um placa triangular. Esta figura também ilustra características opcionais adicionais, incluindo uma escotilha de acesso 9 na parte superior da tampa 1 e furos 10 na manga 2. Os furos 10 na manga podem ser usados para permitir acesso ao equipamento submarino 16. A escotilha 9 tem um propósito similar. A Figura 3, em comparação com a Figura 2, também mostra como a tampa 1 pode ser suportada por uma parte superior do anel de manga (na Figura 3) ou assentando-se na base do anel de manga 2 (na Figura 2).

[0186] Os principais elementos básicos são mostrados em mais dois exemplos na Figura 4, em vista explodida. À esquerda da figura é mostrado um aparelho de proteção para um coletor ou estrutura similar. A tampa 1 não é circular em vista plana de modo a acomodar a forma retangular de um coletor. A manga 2 tem uma forma similar à tampa 1. A tampa 1 encaixa na manga 2 e a manga 2 tem protetores de arrasto 3. À direita da Figura 4 está representado um aparelho de proteção de XT para a XT. Em ambos os casos, uma tubulação de fluxo flexível 4 pode ser enrolada em torno da manga 2, como discutido acima. Uma outra característica mostrada na Figura 4 é um elemento frustocônico 11 para a deflexão de arrasto. Assim, com estes exemplos, o defletor de arrasto pode ser constituído pela placa angular 3 e pelo elemento frustocônico 11. Evidentemente que, com o dispositivo de proteção do coletor, o elemento frustocônico 11 não é um cone verdadeiro, uma vez que também deve seguir a forma não circular da tampa 1.

[0187] A Figura 5 mostra outro aparelho de proteção exemplificativo, similar ao da esquerda da Figura 4. O equipamento submarino 16 pode ser um coletor. O aparelho da Figura 5 é similar em forma ao da Figura 2, à parte que a forma em vista plana não seria circular, por exemplo, uma forma de estádio ou oval, de modo que se ajuste ao redor de um equipamento submarino geralmente retangular 16.

[0188] O aparelho de proteção de tampa e manga pode ser usado em uma instalação submarina para proteger várias partes diferentes de equipamento submarino, como mostrado na Figura 6 e na Figura 7.

[0189] Na Figura 6, um CAN e XT à esquerda são protegidos por um primeiro arranjo de tampa 1 e manga 2, que seria geralmente circular em vista plana, e um coletor à direita é protegido por um segundo arranjo de tampa 1 e manga 2, que seria não circular em vista plana. O aparelho de proteção de XT é mostrado em seção transversal lateral. O aparelho de proteção de coletor é mostrado na seção transversal lateral parcial. Na Figura 7, uma instalação submarina é mostrada em vista plana. Três árvores de Natal com tampas circulares 1 são conectadas a um coletor com uma tampa em forma de estádio 1.

[0190] O equipamento submarino é conectado em conjunto pela linha 13, que pode ser protegida por um colchão de concreto 5. A(s) linha(s) 13 pode ser um oleoduto 19 acoplado ao equipamento submarino 16 utilizando o presente método e sistema. Dado que os vários elementos do equipamento submarino 16 são separados e têm uma proteção separada, eles podem ser colocados livremente onde for mais conveniente, e também é possível remover e adicionar facilmente elementos de uma maneira modular. Os elementos intervenientes podem também ser facilmente adicionados posteriormente, por exemplo, uma bomba de reforço 17, como mostrado na Figura 6. Este tipo de abordagem flexível não é possível com estruturas de proteção da técnica anterior, onde múltiplos equipamentos são combinados sob uma grande proteção.

[0191] O método de ligação discutido acima com referência à Figura 1 pode ser usado com a instalação submarina das Figuras 2 a 7. As Figuras 8 a 10 mostram um exemplo disto.

[0192] A Figura 8 mostra uma estrutura submarina exemplificativa 18 adaptada para uso com o método da Figura 1. A estrutura submarina compreende o suporte, na forma da fundação de sucção 6, que suporta o equipamento submarino 16, o ponto de puxamento 22 e o forte ponto 20. O equipamento submarino é protegido pela tampa 1 e pelo defletor de arrasto 11. A tampa 1 é removível de modo a permitir o acesso ao caminho livre e reto entre o ponto forte 20 e o ponto de puxamento 22. O defletor de arrasto 11 pode compreender um ou mais espaços para permitir o acesso ao caminho livre e reto.

[0193] A Figura 9 mostra a estrutura submarina da Figura 8 com a tampa 1 e os defletores de arrasto 11 removidos e incluindo a tubulação para conexão ao oleoduto 19.

[0194] A Figura 10 mostra uma vista plana mostrando a estrutura submarina 18 da Figura 8 e 9, novamente com a tampa 1 e os defletores de arrasto 11 removidos. No entanto, a Figura 10 também mostra o oleoduto 19 durante o lançamento. Como pode ser visto pela curvatura do oleoduto 19 na Figura 10, o oleoduto 19 foi modificado de modo que é curvado para o controle de expansão térmica.

[0195] A Figura 11 mostra uma modalidade alternativa do sistema 117 para uso com o presente método. Este sistema 117 também pode ser utilizado em combinação com a instalação submarina das Figuras 2 a 7. A Figura 12 mostra um detalhe da Figura 11 em uma vista ampliada. A Figura 13 é uma vista lateral que mostra a mesma estrutura da Figura 11 e ilustra um método de seu uso. Isso é similar à Figura 1. No entanto, na Figura 13, apenas os estados (ii) e (iii) são mostrados; o estado (i) não é mostrado, mas estaria presente antes do estado (ii).

[0196] O sistema 117 é substancialmente idêntico ao sistema 17 da Figura 1, exceto quando indicado abaixo.

[0197] A Figura 13 é uma vista lateral que mostra a mesma estrutura da Figura 11 e ilustra o método de seu uso. Isso é similar à Figura e indica a localização do oleoduto quando instalado, bem como a localização de inserção de um rotor de tubos através do receptor de lançamento do rotor de tubos.

[0198] O sistema 117 compreende uma pluralidade de fundações 106. Uma estrutura de suporte 107 é montada a estas fundações 106. A estrutura de suporte 107 é uma estrutura que tem as suas sapatas nas fundações 106. A estrutura 107 está disposta para manter o equipamento submarino 116 juntamente com o ponto forte 120 e os pontos de puxamento 122, 122’, com o caminho livre novamente estendendo-se entre o equipamento submarino 116.

[0199] Há uma pluralidade de pontos de puxamento 122, 122’, alguns dos quais 122 estão localizados em um primeiro lado da estrutura de suporte 107 e alguns 122’ que estão localizados em um segundo lado oposto da estrutura de suporte 107. Embora não seja mostrado, o ponto forte 120 poderia estar localizado em direção ao centro da estrutura de suporte 107, de modo a poder ser utilizado para instalar os oleodutos 119 em ambos os pontos de puxamento 122, 122’.

[0200] A estrutura de suporte 107 suporta o defletor de arrasto 11, que novamente compreende um espaço para permitir o acesso ao caminho livre e reto.

[0201] A polia 121 do ponto forte é levantada acima do suporte 107 por uma altura que é substancialmente igual à altura do oleoduto 119 quando está repousando na posição elevada do suporte de berço 130. Assim, o cabo de abaixamento 124 estende- se horizontalmente entre o oleoduto 119 e a polia 121, quando o oleoduto é suportado pelo suporte de berço 130 na posição elevada.

[0202] O suporte 107 é uma estrutura poligonal, na forma geral de um retângulo. O caminho livre e reto cruza de um lado do retângulo para o outro, e substancialmente divide o retângulo ao longo das bordas mais longas do retângulo.

Claims

1. Método para instalar um oleoduto (19) submarino em uma estrutura submarina (18), onde a estrutura submarina (18) inclui um suporte na forma de uma fundação ou estrutura de suporte montada em uma fundação e sendo para transferir cargas para a fundação, caracterizado pelo fato de que inclui: fornecer o suporte com um ponto de puxamento (22) em uma localização proximal em relação ao oleoduto (19) submarino, em que a localização proximal está em um primeiro lado do suporte e em que o ponto de puxamento (22) é onde o oleoduto (19) deve ser conectado à estrutura submarina (18); fornecer o suporte com um ponto forte (20) em uma localização distal em relação ao oleoduto (19) submarino, em que a localização distal é espaçada da localização proximal e existe um caminho reto e livre entre o ponto de puxamento (22) e o ponto forte (20) para a colocação de um cabo de puxar para baixo, este caminho claro ligando parte ou toda a largura do suporte, em que o ponto forte (20) é uma estrutura para reter as forças aplicadas ao suporte através do cabo de puxar quando uma cabeça de amarração do oleoduto (19) é puxado para baixo; passar o cabo de abaixamento (24) através de uma guia no ponto forte (20) e usar o cabo de abaixamento (24) para puxar para baixo o oleoduto (19), em que o comprimento do caminho livre é conhecido e o método compreende parar de puxar para baixo o oleoduto (19) quando o oleoduto (19) está na distância correta em relação ao ponto forte (20), sendo a distância correta igual ou ligeiramente maior que a distância entre o ponto forte (20) e o ponto de puxamento (22); em seguida, asssentar o oleoduto (19) e passar o cabo de puxamento ao longo do caminho livre; e continuar a assentar e/ou puxar até que a cabeça de ligação (25) do oleoduto (19) esteja em uma localização exigida no ponto de puxamento (22).

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que nenhuma fundação de iniciação ou pilastra de iniciação é usada.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a fundação é uma pilastra de sucção.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que múltiplas fundações são utilizadas.

5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o suporte mantém equipamento submarino (16) com o caminho livre situado entre o equipamento submarino (16).

6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende conectar o cabo de abaixamento (24) a partir de um sistema de tensionamento na superfície do mar, através do ponto forte (20) e do oleoduto (19).

7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que uma pluralidade de cabos de abaixamento é usada.

8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que, após o assentamento, o cabo de abaixamento (24) é usado para puxar o oleoduto (19) para a localização de puxamento.

9. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o assentamento do oleoduto (19) é realizado até o oleoduto (19) repousar em um suporte (28) de oleoduto.

10. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a deposição do oleoduto (19) é realizada até o oleoduto (19) repousar em um suporte de berço em uma posição elevada.

11. Método de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que compreende ainda amarrar o oleoduto (19) ao suporte de berço.

12. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende inundar o oleoduto (19) utilizando um rotor de tubos (31) acionado por um receptor de lançamento de rotor de tubos (31), após o assentamento do oleoduto (19).

13. Método de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que compreende ainda abaixar o suporte de berço para uma posição abaixada adjacente à localização de puxamento.

14. Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que compreende ainda puxar o oleoduto (19) para a localização de puxamento para conectar o oleoduto (19) à estrutura submarina (18).

15. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda, durante a introdução do oleoduto (19) no mar a partir de uma embarcação de assentamento de oleoduto (19), aplicar uma deformação plástica a uma região do oleoduto (19) em ou perto de uma extremidade do oleoduto (19) a ser ligada e, ou durante ou após a ligação, deformar elasticamente a dita região para aumentar o seu raio de curvatura.

16. Método, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que a dita região está localizada dentro de 200 m, e mais preferencialmente 100 m, da extremidade de ligação do oleoduto (19).

17. Método de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que compreende puxar o oleoduto (19) para o ponto de puxamento (22) após o assentamento do oleoduto (19), onde a dita ação de puxamento resulta na deformação elástica da dita região.

18. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a localização distal está em um lado do suporte oposto ao primeiro lado.

19. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a localização distal é em direção ao centro do suporte.

20. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que um aquecedor é acoplado ou adjacente ao oleoduto (19).

21. Sistema (17) para instalar um oleoduto (19) submarino em uma estrutura submarina (18), caracterizado pelo fato de que: a estrutura submarina (18) compreende um suporte como parte da estrutura submarina (18), o suporte estando na forma de uma fundação ou de uma estrutura de suporte montada em uma fundação e sendo para transferir cargas para a fundação; em que o suporte compreende um ponto de puxamento (22) em uma localização proximal em relação ao oleoduto (19) submarino, em que a localização proximal está em um primeiro lado do suporte e em que o ponto de puxamento (22) é onde o oleoduto (19) deve ser ligado à estrutura submarina (18); em que o suporte compreende um ponto forte (20) ou um apoio para um ponto forte (20) ao qual um ponto forte (20) é conectado em uma localização distal em relação ao oleoduto (19) submarino, em que a localização distal está afastada da localização proximal e existe um caminho reto e livre entre o ponto de puxamento (22) e o ponto forte (20) para colocação de um cabo de puxar para baixo, este caminho claro ligando parte ou toda a largura do suporte, e em que o ponto forte (20) é uma estrutura para reter forças aplicadas ao suporte através do puxamento para baixo do cabo enquanto uma cabeça de ligação (25) do oleoduto (19) é puxada para baixo; em que o ponto forte (20) compreende uma guia, a guia sendo configurada de tal modo que o cabo de abaixamento (24) pode passar através dela e de modo que a guia possa ser usada em conjunto com o cabo de abaixamento (24) e o caminho livre reto para puxar para paixo, depois assentar, e puxar o oleoduto (19) em direção ao ponto de puxamento (22); e em que o sistema compreende um sistema automatizado para indicar quando o cabo de puxar para baixo atingiu uma localização/distância correta em relação ao ponto forte (20), a localização/distância correta sendo igual ou ligeiramente maior que a distância entre o ponto forte (20) e o ponto de puxamento (22), de modo que a retirada do oleoduto (19) possa ser interrompido e, em seguida, a colocação do oleoduto (19) e a passagem do cabo de abaixamento (24) ao longo o caminho claro pode ser executado.

22. Sistema (17) de acordo com a reivindicação 21, caracterizado pelo fato de que o sistema é configurado para executar um método para instalar o oleoduto (19) submarino na estrutura submarina (18), o método Incluindo: fornecer o suporte com um ponto de puxamento (22) em uma localização proximal; fornecer o suporte com um ponto forte (20) em uma localização distal; passar o cabo de abaixamento (24) através de um guia no ponto forte (20) e usar o cabo de abaixamento (24) para baixo o oleoduto (19), em que o comprimento do caminho livre é conhecido, e o método compreende parar de puxar para baixo o oleoduto (19) quando o oleoduto (19) está na distância correta em relação ao ponto forte (20), sendo a distância correta igual ou ligeiramente maior que a distância entre o ponto forte (20) e o ponto de puxamento (22); em seguida, asssentar o oleoduto e passar o cabo de puxamento ao longo do caminho livre; e continuar a assentar e/ou puxar até que a cabeça de ligação (25) do oleoduto (19) esteja em uma localização exigida no ponto de puxamento.

23. Sistema (17) de acordo com a reivindicação 21, caracterizado pelo fato de que a estrutura submarina (18) compreende um equipamento submarino (16) suportado pelo suporte da estrutura submarina (18); e um aparelho de proteção do equipamento submarino (16) compreende: uma tampa e uma manga, onde a tampa e a manga são configuradas para serem suportáveis pela fundação da estrutura submarina (18); e a tampa e a manga estão dispostas de tal modo que ao menos uma parte da tampa pode entrar em uma abertura da manga e ser suportada pela manga; a tampa e a manga cobrindo e protegendo assim o equipamento submarino (16).

24. Sistema (17) de acordo com a reivindicação 23, caracterizado pelo fato de que a manga é montada à fundação e circunda o equipamento submarino (16), e onde a tampa cobre o equipamento submarino (16).

25. Sistema (17) de acordo com a reivindicação 21, caracterizado pelo fato de que compreende uma pluralidade de estruturas submarinas, onde as estruturas submarinas estão conectadas em um arranjo de satélite.

26. Sistema submarino, de acordo com a reivindicação 25, caracterizado pelo fato de que os equipamentos submarinos são conectados uns aos outros através de um ou mais oleodutos no fundo do mar.

27. Método de instalação do aparelho de proteção de equipamento submarino (16) do sistema como definido na reivindicação 23, caracterizado pelo fato de que compreende: montar a manga na fundação do equipamento submarino (16); localizar a tampa na abertura da manga, e inserir ao menos uma parte da tampa na abertura da manga de modo a que a tampa fique retida dentro da manga.

28. Método de instalação do sistema como definido na reivindicação 26, caracterizado pelo fato de que compreende instalar um ou mais oleodutos usando o método de qualquer uma das reivindicações 1 a 21.