BR112018072192B1

BR112018072192B1 - Método de despressurização para equipamento submarino

Info

Publication number: BR112018072192B1
Application number: BR112018072192-1A
Authority: BR
Inventors: Philippe Francois Espinasse; Thomas Parenteau; Antoine MARRET
Original assignee: Technip Uk Limited
Priority date: 2016-04-29
Filing date: 2017-04-25
Publication date: 2023-02-23
Also published as: EP3449091B1; US20190136671A1; EP3449091B8; DK3449091T3; WO2017187154A1; GB201607492D0; GB2549939B; BR112018072192A2; GB2549939A; EP3449091A1; US10641065B2

Abstract

A presente invenção refere-se a um método para redução da pressão de fluido dentro de equipamento submarino (1). O método compreende as etapas de: (a) prover um tubo (255), (b) assentar o tubo no solo marinho, (c) prover um conector (205), (d) conectar o tubo ao equipamento submarino através do conector, e (e) extrair fluido do equipamento submarino através do conector e para dentro do tubo. A invenção também se refere a um aparelho para redução da pressão de fluido dentro de equipamentos submarinos pela extração de fluido do equipamento submarino.

Description

[0001] A presente invenção refere-se a um método para redução da pressão de fluido dentro de equipamentos submarinos. Também se refere a um aparelho para a remediação de hidrato por redução da pressão de fluido dentro de equipamentos submarinos, um método para conectar o aparelho ao equipamento submarino, e um método de implementação do aparelho.

FUNDAMENTO

[0002] Quando o fluido é extraído de um poço submarino de petróleo e gás, o fluido produzido é normalmente transportado do poço para uma instalação de produção, por exemplo, uma Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência (FPSO - Floating Production Storage and Offloading) localizada na superfície do oceano (também conhecida como topside), através de vários itens de equipamento submarino. Tipicamente, o equipamento submarino inclui uma árvore de natal, que é um conjunto de válvulas, bobinas e manômetros instalados na cabeça do poço para controlar a produção.

[0003] Durante a produção de fluido do poço submarino de petróleo e gás, o fluido produzido é transportado através de dutos que podem compreender duas partes, (i) uma linha de fluxo, que é a porção do duto localizada no leito marinho e que transporta os fluidos produzidos da cabeça de poço para um coletor (manifold) ou diretamente para o topside (por exemplo, ao usar um SCR (Riser de Aço em Catenária)); e (ii) um riser, que é a porção do duto que se estende do leito marinho até a instalação de produção. A fim de coletar a produção de vários poços localizados na mesma área e transportar o fluido produzido através de uma linha de fluxo, um coletor pode ser usado. O coletor é normalmente conectado à linha de fluxo de um lado e à árvore de natal do outro lado, através de um jumper (isto é, uma seção de tubo flexível ou rígido, também conhecida como carretel ou conexão tipo flying head, que normalmente tem um diâmetro similar à linha de fluxo e/ou ao orifício da árvore de natal).

[0004] Normalmente, o fluido produzido do poço submarino de petróleo e gás é uma mistura de hidrocarbonetos, gases e água. No ambiente frio e de alta pressão que normalmente existe perto de um poço submarino de petróleo e gás, a água pode reagir com moléculas gasosas (H2S, CO2 ou CH4) para formar componentes sólidos conhecidos como hidratos. A formação de hidratos no equipamento submarino pode restringir o fluxo de fluido produzido através desse equipamento. Nos piores casos, isso pode levar ao bloqueio do fluxo através do equipamento submarino, bem como a danos às bombas e/ou válvulas que podem fazer com que elas parem de funcionar. Isso pode acontecer, em particular, durante uma parada da produção, onde os fluidos se resfriam para a zona de formação de hidrato. Vários métodos foram desenvolvidos para prevenir ou gerenciar a formação de hidrato durante a operação de produção. No entanto, todos esses métodos conhecidos têm inconvenientes.

[0005] Um processo conhecido para tentar resolver o problema de formação de hidrato envolve substituir o fluido propenso a hidrato por óleo morto ou equivalente e utilizar uma ferramenta chamada de raspador (pig) dentro da linha de fluxo para deslocar o fluido propenso a hidrato. O raspador é transportado ao longo da linha de fluxo usando pressão de fluido. Para realizar esta operação, as cabeças de poço às quais os dutos são conectados precisam ser isoladas de cada seção de duto. Os dutos são, então, ligados uns aos outros, de modo a formar um círculo. O raspador é, então, lançado de uma extremidade do círculo e recuperado na outra extremidade do círculo. Uma desvantagem desta operação é que ela é limitada para uso em dutos e não pode ser utilizada para remover hidratos de coletores ou de árvores de natal.

[0006] É também conhecido o uso de um método químico para aliviar a deposição de hidrato no início da produção de um poço submarino de petróleo e gás. Produtos químicos como metanol ou metil etileno glicol podem ser injetados no equipamento submarino, mais particularmente, próximo à cabeça de poço ou coletor, a fim de inibir a formação de hidrato. No entanto, uma desvantagem deste processo é que, como os depósitos de hidrato não são porosos, os produtos químicos não podem penetrar e romper os depósitos de hidrato existentes. Assim, este método químico não fornece uma solução completa, especialmente quando o hidrato já está formado.

[0007] Um dos parâmetros que é importante para permitir a formação de hidrato é a temperatura, isto é, uma baixa temperatura é necessária. Assim, além dos métodos mecânicos e químicos descritos acima, outra opção é manter a temperatura dentro do equipamento submarino durante a produção acima da temperatura necessária para a formação de hidrato na pressão de operação específica. Isto pode ser feito isolando e/ou aquecendo o equipamento submarino. Novamente, uma desvantagem desta operação é que, embora possa ser utilizada em dutos, não é prático usá-la em áreas como coletores ou árvores de natal.

[0008] Como outro parâmetro importante na formação de hidrato é a pressão, ou seja, uma alta pressão é necessária, outra opção para limitar a formação de hidratos é reduzir a pressão no equipamento submarino. Para despressurizar (ou seja, reduzir a pressão em) o equipamento submarino, o fluido altamente pressurizado nesse equipamento pode ser extraído através de flexitubo. Este processo requer o uso de uma embarcação dedicada na superfície do mar (também conhecida como embarcação de intervenção topside), a partir da qual o flexitubo é utilizado. O fluido pressurizado é, então, transportado através do flexitubo para a embarcação. Isso pode ser feito sob a pressão já existente no sistema ou pelo uso de uma bomba. Uma vez que os hidratos tenham sido removidos do duto, o fluido na embarcação é, então, reinjetada para dentro do duto. As desvantagens deste processo incluem que o equipamento necessário para realizá-lo é caro e nem sempre está disponível. Além disso, pode ser tecnicamente difícil retornar o fluido para a linha de fluxo. Além disso, o fato de que o fluido pressurizado é transportado para uma embarcação requer considerações detalhadas de aspectos de saúde e segurança, especialmente em relação ao armazenamento de hidrocarbonetos de óleo e gás inflamáveis na embarcação, o que pode ser demorado e oneroso para o operador.

[0009] A Patente US No. 4,589,434 descreve um aparelho e método para impedir a formação de hidratos em dutos submarinos. Esta patente refere-se particularmente à prevenção da formação de hidrato em vez da dissociação de hidratos que já foram formados. Os hidratos em questão são aqueles formados como resultado da pressão hidrostática em seções de dutos verticais que são usados para transportar fluido de uma plataforma satélite para uma plataforma central. O aparelho compreende um reservatório que está em comunicação de fluido permanente com o duto. O nível de fluido no reservatório é controlado pela pressão de um gás no reservatório. Durante o uso normal, o reservatório é substancialmente preenchido com gás. Quando o fluxo de fluido no duto é interrompido, a fim de tentar evitar a formação de hidratos nas seções verticais do duto como resultado da pressão hidrostática, o fluido é liberado para o reservatório por redução da pressão de gás no reservatório. Isto é projetado para reduzir a pressão nas seções de duto vertical para um nível abaixo do necessário para a formação de hidrato. O aparelho descrito nesta patente tem um certo número de desvantagens. O reservatório é complexo para instalar e é uma carga pesada, o que significa que a instalação requer uma embarcação dedicada com um grande guindaste. Uma fundação na forma de uma estaca orientada no solo é, portanto, necessária. O grande tamanho do reservatório também significa que está sujeito ao movimento das ondas enquanto entra na zona de respingo. A coluna de fluido no reservatório também induz uma alta pressão hidrostática. Além disso, o fluido é extraído através de um riser para o topside.

[0010] A publicação do pedido de patente US No. 2010/0047022A1 refere-se à remoção de tampões de hidrato de dutos submarinos utilizando despressurização do duto. No entanto, o procedimento envolve a criação de uma conexão de fluido por meio de um riser de uma embarcação topside até o duto submarino, bem como o armazenamento do fluido naquela embarcação. Como mencionado acima, essa conexão com o fluido a partir de um poço significa que implicações complexas de saúde e segurança precisam ser consideradas ao realizar tal procedimento. Outra desvantagem deste método é que a conexão de fluido à embarcação topside significa que existe uma coluna de fluido que induz uma pressão hidrostática elevada no fundo da coluna de fluido.

[0011] A publicação internacional no WO 2010/151661 A2 descreve um sistema para amostragem de fluidos de produção de poços. Este sistema também é mencionado como sendo usado para remover bloqueios de hidrato de gás em linhas de fluxo. Isto é entendido como sendo para remoção de bloqueios em seções estreitas de orifício do equipamento submarino (isto é, linhas de fluxo) pela remoção permanente de quantidades relativamente pequenas a partir dessas linhas. A injeção de inibidores de hidrato, tais como metanol, é também descrita. Uma desvantagem deste sistema é que o volume removido é pequeno (5 litros), o que significa que não é eficiente o suficiente para a remediação de hidrato.

[0012] A Publicação Internacional No. WO 2012/149620 A1 se refere a um aparelho para despressurizar uma árvore de natal, a fim de evitar a formação de hidrato ou para a remoção de hidratos. O aparelho compreende uma bomba que extrai o fluido da árvore de natal e reintroduz esse fluido em um ponto diferente na árvore de natal ou em outro equipamento submarino. As desvantagens deste aparelho incluem que isso significa que há uma coluna de fluido induzindo alta pressão hidrostática na parte inferior da coluna de fluido, e que o fluido é extraído através de um riser para o topside.

[0013] A presente invenção, portanto, busca solucionar o problema de prover um método melhorado para a redução da pressão de fluido dentro de equipamentos submarinos, bem como um aparelho melhorado para a remediação de hidrato em equipamentos submarinos, em particular, provendo um aparelho que seja mais fácil de utilizar e recuperar, que seja econômico por utilizar equipamentos normalmente utilizados e que confira maior segurança e eficiência. A presente invenção também busca prover um aparelho e método para a remediação de hidrato em equipamentos submarinos incluindo dutos, Árvores de Natal e coletores.

DESCRIÇÃO DA INVENÇÃO

[0014] De acordo com um aspecto da invenção, é provido um método para redução da pressão de fluido dentro de equipamentos submarinos, o método compreendendo as etapas de: (a) prover um tubo, (b) assentar o tubo no solo marinho, (c) prover um conector, (d) conectar o tubo ao equipamento submarino através do conector, e (e) extrair o fluido do equipamento submarino através do conector e para dentro do tubo.

[0015] O método não envolve o uso de um riser (linha flexível) para extrair o fluido a uma embarcação topside, evitando assim a alta pressão hidrostática que isso pode gerar na coluna resultante de fluido (por exemplo, uma coluna de fluido de 2000m na técnica anterior pode resultar em uma pressão de 200 bar (20 MPa)). Ao contrário, permite que fluido do equipamento submarino seja extraído para dentro do tubo, que geralmente está assentado no solo marinho, a fim de reduzir a pressão do fluido remanescente no equipamento submarino, tal que qualquer hidrato se dissocie. O uso de um tubo significa que o aparelho da invenção é de fácil instalação em comparação, por exemplo, a um grande tanque, ao mesmo tempo em que provê um volume de armazenamento similar (100 litros a várias centenas de litros ou mais dependendo do comprimento do tubo). Além disso, ao não requerer que o fluido (isto é, hidrocarbonetos de óleo e gás inflamáveis) seja extraído para o topside, maior segurança é provida pela remoção do risco associado com extração e armazenamento no topside.

[0016] Mais particularmente, o tubo pode ser um tubo flexível, tubo rígido, umbilical com um canal de fluido ou um tubo colapsável. Em particular, o tubo é um tubo flexível. O tubo é geralmente classificado pelo menos quanto à pressão de produção do fluido. Mais particularmente, uma bomba pode ser provida, a qual é conectada ao tubo, e a etapa (e) pode compreender bombear o fluido do equipamento submarino através do conector e para dentro do tubo. Isso permite que o fluido no tubo seja pressurizado e provê maior despressurização do fluido no equipamento submarino. Em particular, uma bomba pode ser provida, a qual é conectada ao tubo, e o método adicionalmente compreende, após a etapa (e), a seguinte etapa: (f) bombear o fluido no tubo através do conector a fim de retorná-lo ao equipamento submarino. Uma vez que o fluido tenha sido retornado ao equipamento submarino, o aparelho pode ser recuperado com segurança para uma embarcação topside. Mais particularmente, um raspador pode ser provido dentro do tubo e a etapa (f) pode compreender empurrar o raspador ao longo do tubo a partir de um ponto de partida do raspador até um ponto de término do raspador. Este uso do raspador provê um meio eficiente para retornar o fluido extraído ao equipamento submarino uma vez que qualquer hidrato dentro do equipamento submarino tenha se dissociado. Em particular, a etapa (e) pode adicionalmente compreender medir a quantidade de fluido extraído do equipamento submarino através do conector e para dentro do tubo. Mais particularmente, a etapa (e) pode adicionalmente compreender adicionar um inibidor de formação de hidrato ao fluido que está sendo extraído.

[0017] De acordo com um segundo aspecto da invenção, é provido um aparelho para redução da pressão de fluido com o equipamento submarino pela extração de fluido do equipamento submarino, o aparelho compreendendo: (a) um tubo para conter fluido extraído do equipamento submarino, (b) um conector para prover comunicação de fluido entre o fluido no equipamento submarino e o tubo, (c) uma válvula para controlar a comunicação de fluido entre o equipamento submarino através do conector e para dentro do tubo.

[0018] Este aparelho é mais fácil de instalar e recuperar do que o aparelho da técnica anterior. Mais particularmente, o equipamento submarino pode estar no solo marinho. Em particular, na etapa (a), o tubo pode ser assentado no solo marinho. O aparelho pode ser para uso em um método conforme descrito acima.

[0019] Mais particularmente, o aparelho pode adicionalmente compreender: (d) um raspador dentro do tubo que é transportável ao longo do tubo, a fim de retornar o fluido no tubo através do conector ao equipamento submarino, e (e) uma bomba para transportar o raspador ao longo do tubo.

[0020] Em particular, o tubo tem uma primeira extremidade a jusante e uma segunda extremidade a montante. Os termos a montante e a jusante são usados conforme definidos abaixo. Mais particularmente, o tubo compreende um ponto de partida do raspador, e um ponto de término do raspador, que é a jusante do ponto de partida do raspador, o raspador sendo transportável entre o ponto de partida do raspador e o ponto de término do raspador. Este uso do raspador desta forma provê um meio eficiente para retornar o fluido extraído ao equipamento submarino uma vez que qualquer hidrato dentro do equipamento submarino se dissociou. Em particular, o aparelho compreende um tubo flexível para conter fluido extraído do equipamento submarino.

[0021] Em particular, uma bomba de extração para extrair fluido do equipamento submarino pode ser provida a jusante do tubo. A bomba de extração é geralmente usada uma vez que a pressão de fluido dentro do tubo e equipamento submarino esteja equalizada, permitindo que o fluido no tubo seja pressurizado e provendo maior despressurização do fluido no equipamento submarino.

[0022] Em particular, uma segunda abertura passível de fechamento, por exemplo, uma segunda válvula, pode ser provida a montante da bomba de extração e a jusante do tubo. Esta segunda abertura passível de fechamento pode ser fechada quando o tubo está cheio de fluido e pressurizado a fim de permitir a dissociação de qualquer hidrato no equipamento submarino.

[0023] Em particular, a bomba para transportar o raspador pode ser provida a montante do tubo. Mais particularmente, a bomba para transportar o raspador pode ser uma bomba de água e pode compreender uma entrada de água para puxar água, em particular, água do mar, para dentro da bomba, de modo que possa ser bombeada a jusante. Isso provê um meio eficaz para transportar o raspador ao longo do tubo. Em particular, uma terceira abertura passível de fechamento, por exemplo, uma terceira válvula, pode ser provida a montante do tubo e a jusante da bomba para transportar o raspador. Esta terceira abertura passível de fechamento pode ser fechada quando o raspador tiver atingido o ponto de término do raspador.

[0024] Mais particularmente, um medidor de fluxo pode ser provido a montante da válvula. Em particular, o aparelho pode compreender um injetor para adicionar um inibidor de formação de hidrato ao fluido.

[0025] Uma vantagem do aparelho da invenção é que a implantação pode ser realizada usando uma embarcação. Isso economiza tempo e dinheiro em comparação a métodos da técnica anterior. Uma vez que o tubo tem sido assentado no solo marinho, o restante do aparelho é pequeno e leve o suficiente para ser içado pelo tipo de guindaste normalmente provido em embarcações de assentamento de tubos ou uma embarcação de construções leves (por exemplo, embarcação de construção equipado com aparelho de elevação para o içamento de carga leve, geralmente, inferior a 200 toneladas).

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0026] A presente invenção será ainda descrita com referência às seguintes Figuras que não se destinam a limitar o escopo da invenção reivindicada, em que:

[0027] A Figura 1 apresenta uma linha de fluxo, árvore de natal e poço tamponados com uma despressurização de topside.

[0028] A Figura 2 apresenta a linha de fluxo, árvore de natal e poço tamponados com despressurização no lado de alta pressão.

[0029] A Figura 3 apresenta um aparelho, de acordo com uma modalidade da invenção, conectado à linha de fluxo, árvore de natal e poço tamponados.

[0030] A Figura 4 apresenta a despressurização da linha de fluxo, árvore de natal e poço tamponados com o aparelho de acordo com uma modalidade da invenção.

[0031] A Figura 5 apresenta uma vista ampliada do ponto de partida do raspador do aparelho de acordo com uma modalidade da invenção.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0032] Foi surpreendentemente descoberto pelos inventores que a remoção melhorada de hidratos de equipamentos submarinos pode ser provida utilizando os métodos e aparelhos da invenção. Muitos dos métodos existentes de remoção de hidratos envolvem o uso de embarcações dedicadas. Por exemplo, uma primeira embarcação dedicada é necessária para a implantação e recuperação do aparelho utilizado nesses métodos conhecidos, ao mesmo tempo em que uma segunda embarcação dedicada é necessária quando se realiza o método (isto é, a fase de despressurização). Esta segunda embarcação precisa ter capacidade de recuperação e armazenamento a bordo do fluido de produção despressurizado do equipamento submarino. A disponibilidade de tais embarcações pode ser limitada e, além disso, sua utilização agrega custo. Os métodos e aparelhos da invenção não requerem uma embarcação especialmente adaptada e podem, portanto, reduzir custos. Ao contrário, podem ser utilizados e operados pela mesma embarcação única, que não necessita ter capacidade de armazenamento do fluido de produção do equipamento submarino.

[0033] No contexto da invenção, o termo “a jusante” é usado para se referir a uma parte do percurso do fluido através do aparelho que está mais perto da conexão ao equipamento submarino provida por um conector. A parte do aparelho que se conecta ao equipamento submarino também pode ser referida como a extremidade proximal do aparelho. Da mesma forma, o termo “a montante” é utilizado para se referir a uma parte do percurso do fluido através do aparelho que está mais distante da conexão ao equipamento submarino provida por um conector. A parte do percurso do fluido que está mais distante da conexão ao equipamento submarino também pode ser referida como a extremidade distal do aparelho. O equipamento submarino pode, por exemplo, ser uma árvore de natal ou um coletor. O equipamento submarino também pode ser um T em linha (ILT - Inline Tee), Terminal de Extremidade de Duto (PLET ou FLET para Terminação de Extremidade de Linha de Fluxo).

[0034] Em relação ao aparelho, o tubo pode compreender apenas uma cavidade interna para o fluido. Opcionalmente o tubo pode compreender várias cavidades. Quando existem várias cavidades, elas podem ser preenchidas separadamente ou em conjunto, para adaptar o volume conforme necessário. Mais especificamente, o equipamento pode compreender um tubo flexível para conter o fluido extraído do equipamento submarino.

[0035] Como notado acima, o tubo usado na invenção pode ser um tubo flexível, tubo rígido, umbilical com um canal de fluido ou tubo colapsável. Cada um desses tipos de tubo é descrito abaixo em maiores detalhes.

[0036] Um tubo flexível geralmente compreende pelo menos uma camada de fio enrolado. Isso pode permitir que o tubo flexível dobre de forma relativamente fácil e seja bobinado com deformação plástica mínima. Em particular, o tubo flexível pode ser ligado ou não ligado. Um tubo ligado é normalmente um tubo flexível no qual reforço de aço é fornecido dentro de e ligado a um material elastomérico (opcionalmente vulcanizado). Um material têxtil (por exemplo, um tecido) pode ser incluído na estrutura a fim de fornecer reforço estrutural adicional ou separar camadas elastoméricas. Em um tubo não ligado, a construção do tubo normalmente compreende camadas metálicas e poliméricas não ligadas separadas, o que permite o movimento relativo entre camadas. Em particular, o tubo flexível pode compreender um elemento de carcaça (isto é, a camada mais interna do tubo) que pode ser configurado para resistir ao diferencial de pressão entre o interior e o exterior do tubo flexível. Mais particularmente, a carcaça pode ser uma construção metálica ou compósita intertravada que pode ser utilizada como a camada mais interna para evitar, total ou parcialmente, o colapso do tubo ou chapa de pressão interna devido à descompressão do tubo, pressão externa, pressão da blindagem elástica e cargas mecânicas de esmagamento.

[0037] Mais particularmente, o tubo flexível pode compreender, da parte externa para a parte interna: - uma chapa externa polimérica (chamada chapa externa). - uma camada de retenção enrolada em torno de uma camada de blindagem de pressão elástica. A camada de retenção pode compreender várias tiras, fitas ou elementos unitários enrolados em um passo curto em torno da camada de blindagem externa. Este enrolamento é geralmente contíguo ou sobreposto, a fim de aumentar a capacidade de absorção das forças de intumescimento radial. Os elementos unitários da camada de retenção têm uma elevada resistência elástica longitudinal ao longo do seu eixo longitudinal. - uma camada de blindagem de pressão elástica externa. - uma camada de blindagem de pressão elástica interna enrolada na direção oposta à camada de blindagem de pressão elástica externa. As camadas de blindagem são obtidas pelo enrolamento de passo longo de uma série de fios de metal ou compósitos, tendo uma seção transversal geralmente substancialmente retangular. Os fios podem alternativamente ter uma seção transversal de geometria complexa ou circular, por exemplo, do tipo T de autointertravamento. O tubo também pode compreender um ou mais pares de blindagem adicionais. A camada de blindagem é chamada externa porque é a camada final aqui, começando do interior do tubo, antes da chapa externa. A camada de retenção é geralmente enrolada em torno da camada externa, mas a invenção seria aplicada também no caso de uma camada de retenção inserida entre duas camadas de blindagem de pressão elástica. - uma camada de blindagem de pressão para absorver as forças radiais geradas pela pressão do fluido transportado. - uma chapa de vedação interna polimérica. - uma carcaça interna para absorver as forças radiais de esmagamento.

[0038] Mais particularmente, em algumas modalidades, a camada de blindagem de pressão pode ser eliminada, desde que os ângulos de hélice dos fios que constituem as camadas de blindagem estejam próximos de 55 graus e em direções opostas. Uma abóbada de pressão (uma camada de blindagem de pressão) pode ser configurada para ser resistente à ruptura. A camada de blindagem de pressão é normalmente uma camada estrutural com um ângulo de torção próximo a 90 graus, que aumenta a resistência do tubo flexível à pressão externa e interna e cargas mecânicas de esmagamento. O ângulo de torção é o ângulo entre o fio que forma a blindagem de pressão e o eixo do tubo. Em particular, a camada também pode suportar estruturalmente a chapa de pressão interna que consiste em uma construção compósita ou metálica intertravada (isto é, o fio que forma uma blindagem de pressão é moldado para que cada enrolamento em torno do tubo seja travado ao enrolamento adjacente anterior), que pode ser apoiada por uma camada espiral metálica plana. Mais particularmente, o diâmetro interno do tubo flexível pode, de forma geral, ser inferior a 700 mm, mais particularmente, inferior a 100 mm.

[0039] O tubo flexível pode compreender vários comprimentos de tubo que são conectados. Em particular, o tubo flexível pode ter um Raio de Curvatura Mínimo (MBR) que é inferior a 7 vezes o seu diâmetro interno. Mais particularmente, o tubo flexível pode ser conforme descrito em API Recommended Practice 17B (5a edição, maio de 2014) e API Specification 17J (4a edição, maio de 2014).

[0040] Um tubo rígido é geralmente feito de uma chapa de metal com formato de tubo. Os tubos rígidos podem ser enrolados, mas isso normalmente resulta em deformação plástica do tubo. As bobinas para tubos rígidos são normalmente maiores (por exemplo, com cerca de 21m de diâmetro) do que as de tubo flexível (por exemplo, com cerca de 5m de diâmetro). Em particular, o tubo rígido pode ter qualquer espessura ou dimensão adequada, tipicamente destinada a atingir um certo grau de flexibilidade no duto formado, especialmente a capacidade de bobinamento para auxiliar no assentamento da bobina. O tubo rígido pode compreender um tubo principal de metal tipicamente formado de aço, em particular, aço carbono. Pode também incluir uma liga resistente à corrosão ou qualquer outro metal adequado. O tubo de metal principal visa proporcionar resistência à pressão hidrostática e/ou pressão interna do fluido de hidrocarboneto. O tubo principal de metal pode ser de qualquer comprimento, incluindo comprimentos típicos de haste de 12m ou 24m, mas possivelmente até 1km ou mais. O tubo principal de metal pode ter qualquer diâmetro interno de 10cm a 70cm, ou pode ser maior. O tubo principal de metal pode ser de qualquer espessura de 5mm a 50mm ou maior. O tubo principal de metal pode ser formado por extrusão. O tubo principal de metal pode ser formado por lingotes metálicos que são perfurados, por exemplo, por brochagem, alongados e calibrados, por exemplo, por laminação. O tubo de metal principal pode ser formado por chapas dobradas geralmente com prensa de ruptura em formato de U, em seguida, prensa de ruptura em formato de O, eventualmente expandido com expansor e soldado longitudinalmente. O tubo principal de metal pode ser formado do conjunto de uma série de pontas de haste tubos principais de metal soldados em conjunto.

[0041] O tubo rígido pode compreender um revestimento na superfície interna do tubo principal de metal. O revestimento tem como objetivo fornecer uma barreira resistente à corrosão efetiva para a superfície interna do duto, mesmo em um ambiente de hidrocarboneto multifásico, duplo e individual em temperaturas até 130°C e em altas pressões de operação. O revestimento pode ser formado de um metal, especialmente, uma liga resistente à corrosão (CRA), tal como uma liga 316L, Super 13 Cr, 22 Cr duplex, 25 Cr duplex, Liga 28, Liga 825, Liga 2550, Liga 625, Liga C- 276, ou qualquer outra liga resistente à corrosão adequada. A espessura do revestimento metálico pode ser na faixa de 0,5 mm a 10 mm, ou maior. O revestimento pode ser feito de polímeros que tenham alta resistência térmica e química, por exemplo, polímeros fluorados semicristalinos, tais como fluoreto de polivinilideno (PVDF), politetrafluoroetileno (PTFE), perfluoroalcóxi (PFA), e poli(etileno clorotrifluoretileno) (ECTFE), ou polímeros não fluorados, tais como poliuretano termoplástico (PU), polietileno (PE), polietileno reticulado (XLPE), poliamida (PA), polieteretercetona (PEEK), poliamida-imida (PAl), polissulfona (PSF), polietersulfona (PES) e polifenilsulfona (PPSU), ou uma formulação que compreende uma combinação de dois ou mais destes plásticos, concebida para satisfazer os requisitos de trabalho do duto que será implementada como uma barreira contra a corrosão. O revestimento polimérico pode ser de qualquer espessura de 0,5 mm a 50 mm, ou maior. O revestimento polimérico é preferencialmente extrusado.

[0042] O revestimento é normalmente ligado à superfície interna do tubo de metal principal do tubo rígido. Para isso, o revestimento pode ser pressurizado internamente, por exemplo, injetando com uma bomba um fluido pressurizado, tal como água ou óleo, de forma a expandir o revestimento circunferencialmente para formar tensão de contato de interferência entre o revestimento e o tubo de metal principal. Geralmente durante a expansão, o revestimento sofre uma deformação plástica, enquanto o tubo de metal principal sofre uma deformação elástica ou plástica, dependendo do processo de fabricação. Um exemplo disso compreende inserir o revestimento dentro do tubo de metal principal, e expandir o revestimento radialmente, de modo que entre em contato com o tubo de metal principal e, então, o diâmetro externo do tubo de metal principal também se expandirá junto com o revestimento para um nível de esforço predeterminado, tal que, após o relaxamento da pressão interna, uma tensão de contato de interferência entre o revestimento e o tubo de metal principal permaneça. O referido tubo rígido é geralmente conhecido como um tubo mecanicamente revestido (MLP). Quando o revestimento é formado de metal, o revestimento pode também ser metalurgicamente ligado ao tubo de metal principal. O revestimento pode ser metalurgicamente ligado nas extremidades do tubo de metal principal ou em todo o comprimento, parcialmente ou inteiramente na circunferência do tubo de metal principal. O revestimento pode ser metalurgicamente ligado ao tubo de metal principal por um processo de soldagem por resistência elétrica, um processo de soldagem a laser, um processo de soldagem por sobreposição a laser, ou um processo de soldagem por revestimento a laser, laminação a quente, coextrusão, ligação explosiva ou qualquer outro processo de soldagem adequado ou combinação destes processos.

[0043] Um umbilical normalmente compreende um grupo de um ou mais tipos de elementos umbilicais ativos alongados, tais como cabos elétricos, cabos de fibra óptica e condutos de transporte de fluido, cabeados juntos para flexibilidade e sobrerrevestidos e/ou blindados para resistência mecânica da mesma maneira que o tubo flexível. Os umbilicais são normalmente usados para transmitir energia, sinais e fluidos (por exemplo, para injeção de fluido, energia hidráulica, liberação de gás etc.) para e de uma instalação submarina. API (American Petroleum Institute) 17E “Specification for Subsea Umbilicals”, terceira edição, julho de 2003, provê padrões para o projeto e fabricação desses umbilicais. Os umbilicais podem ser bobinados, mas isso normalmente resulta em deformação plástica do tubo. Os rolos para os umbilicais são normalmente de tamanho semelhante ao dos tubos flexíveis ou menores do que os dos tubos rígidos (por exemplo, cerca de 5m de diâmetro). No presente caso, o umbilical pode compreender pelo menos um conduto de transporte de fluido. O pelo menos um conduto de transporte de fluido pode ser feito de tubo de metal da mesma maneira que o tubo rígido. O tubo de metal principal visa proporcionar resistência à pressão hidrostática e/ou pressão interna do fluido de hidrocarboneto. Nos umbilicais, e diferente dos tubos rígidos, o diâmetro interno do tubo metálico pode ser de 1 cm a 10 cm. O tubo de metal pode ter qualquer espessura de 1mm a 10mm ou maior. O tubo de metal pode ser de qualquer comprimento, incluindo comprimentos típicos de haste de 12m ou 24m, mas possivelmente até 1km ou mais. O tubo de metal pode ser fabricado da mesma forma que o tubo de metal principal do tubo rígido. Da mesma forma que o tubo rígido, o pelo menos um conduto de transporte de fluido pode compreender um revestimento na superfície interna do tubo de metal principal. O revestimento tem como objetivo fornecer uma barreira resistente à corrosão efetiva à superfície interna do duto, mesmo em um ambiente agressivo de hidrocarboneto multifásico, duplo e individual em temperaturas de até 130°C e em altas pressões de operação. O revestimento pode ser polimérico ou metálico, como é o caso do tubo rígido.

[0044] Mais particularmente, o tubo flexível, o tubo rígido ou o umbilical pode ser configurado para resistir ao colapso sob a pressão hidrostática que experimentaria durante o uso normal (isto é, uma pressão diferencial entre a parte interna e externa do tubo). Um tubo configurado desta forma pode ser assentado enquanto estiver vazio (isto é, com apenas ar internamente). Dessa forma, a pressão dentro do tubo estará próxima da pressão atmosférica (1 bar). Ao conectar este tubo ao equipamento submarino, onde a produção de fluido internamente pode ser a uma pressão mais alta do que a pressão atmosférica, tipicamente, superior a 20 bar ou até mais, a pressão diferencial faz com que o fluido de produção inunde o tubo vazio. Isso pode significar que uma bomba pode não ser necessária para transferir o fluido do equipamento submarino para o tubo. Em particular, o tubo flexível, o tubo rígido ou umbilical pode ser resistente a uma diferença de pressão de até 300 bar (30 MPa) ou mais. Por exemplo, uma pressão de 1 bar (0,1 MPa) dentro do tubo flexível, tubo rígido ou umbilical (isto é, pressão atmosférica) e 300 bar (30 MPa) ou mais no leito marinho. A resistência ao colapso é definida como o volume dentro do tubo flexível, tubo rígido ou umbilical variando em menos de 10% sob o diferencial de pressão.

[0045] Alternativamente, o tubo pode ser configurado para colapsar sob a pressão hidrostática que experimentaria durante o uso normal, mas recuperar sua forma original quando a cavidade interna estiver pressurizada. Tal tubo é conhecido como um tubo colapsável. Um tubo colapsável pode normalmente ser bobinado da mesma forma que um tubo flexível. Para esse tubo colapsável, uma bomba pode ser usada para injetar fluido para dentro do tubo. Em contraste com um tubo que é resistente a colapso, ao usar um tubo colapsável no aparelho da invenção, a pressão dentro do tubo quando o tubo está vazio é geralmente a mesma que a do ambiente externo. A pressão pode ser a mesma ou superior à do ambiente externo após extração do fluido para dentro do tubo, por exemplo, se o fluido for pressurizado dentro do tubo usando a bomba de extração. Uma vez que, como uma regra da física, a pressão hidrostática submarina aumenta 1 bar a cada aumento de 10m da profundidade, a 2000m, o tubo colapsável poderia estar sob uma pressão de cerca de 200 bar. Uma vez que o fluido de produção no equipamento submarino pode estar sob pressão similar, uma bomba pode ser necessária para transferir fluido do equipamento submarino para o tubo colapsável. Isso, então, aumenta a pressão no tubo colapsável. O tubo colapsável pode compreender pelo menos um núcleo metálico ou de tecido; e pelo menos uma camada de plástico que está, preferencialmente, na superfície interna do núcleo de tecido. O núcleo de tecido pode compreender uma ou mais camadas de fibras de resistência muito alta. O núcleo de tecido pode compreender fibras longitudinais e radiais. As fibras podem compreender o mesmo material, tendo propriedades de alongamento e tensão similares, ou podem ser formadas por diferentes materiais tendo propriedades de alongamento e tensão diferentes. Essas fibras podem ser Aramida, Carbono, Poliéster, aço (fios), alguma outra forma de fibra ou uma combinação de duas ou mais fibras diferentes. O núcleo de tecido pode ser criado unindo mecanicamente as fibras de modo a formar um tubo circular contínuo do diâmetro desejado. O núcleo de fibra pode, por exemplo, compreender entre 1.000 e 2.000 tramas de fibras, com cada trama tendo entre 5 e 15 fibras e entre 5.000 e 25.000 dtex. O tecido pode ser tecido primariamente nas direções de 0 grau e 90 graus, de modo a prover o grau mais alto de ambas resistências axial e radial. Por exemplo, as fibras usadas para tecidura axial e radial podem ser de um tipo diferente, de modo a, por exemplo, prover a resistência tensão longitudinal maior possível com um grau relativamente alto de capacidade de elasticidade radial.

[0046] Alternativamente, a camada de reforço pode ser feita de placas de blindagem montadas em pelo menos duas camadas colocadas em ângulos opostos. As placas de blindagem podem ser enroladas helicoidalmente em torno de um eixo longitudinal A-A em um ângulo de torção de 55°. Para tanto, as placas podem ser enroladas em sentidos opostos e com ângulos de torção complementares, de modo a equilibrar as tensões desenvolvidas no tubo colapsável. As placas de blindagem podem também ser enroladas com um passo curto a um ângulo de torção de 80° e enroladas em um ângulo de torção inferior a 55°, de modo a equilibrar as referidas tensões. Dependendo da estrutura do tubo colapsável, as duas primeiras placas de blindagem podem ser reforçadas na mesma direção, a fim de limitar a difusão de gás, de modo que se sobrepõem umas às outras e produzem o que chamam de mascaramento; isso pode ser conseguido por uma ou mais placas de blindagem com um passo muito curto (ângulo de torção de cerca de 80°), que poderia modificar o ângulo de torção indicado acima de modo a equilibrar as tensões na estrutura. As tiras de blindagem (ou placas) podem ser cobertas com um material termoplástico para garantir a aderência em ou entre as várias camadas. As placas de blindagem e/ou as bandas metálicas podem ser feitas de tiras de aço de pequena espessura (menos de 5 mm e, preferencialmente, menos de 3 mm) e revestidas com um material termoplástico, ou de tiras termoplásticas extrusadas em torno das placas de fibras de reforço do tipo de carbono, vidro ou aço. Também é possível produzir uma mistura de tipos de placas de blindagem para otimizar a estrutura. A cobertura plástica permitirá obter uma consolidação total ou parcial através da fusão entre todas as camadas do tubo colapsável, de modo a evitar uma desorganização quando a estrutura entrar em colapso.

[0047] Para o tubo colapsável, o material da camada de plástico pode ser selecionado para fornecer uma barreira eficaz resistente à corrosão à superfície interna do duto, mesmo em um ambiente agressivo de hidrocarboneto único, duplo e multifásico em temperaturas de até 130°C e altas pressões de operação. A camada pode ser feita de polímeros que possuem alta resistência térmica e química, por exemplo, polímeros fluorados semicristalinos, tais como fluoreto de polivinilideno (PVDF), politetrafluoroetileno (PTFE), perfluoroalcóxi (PFA) e polietileno clorotrifluoretileno (ECTFE), ou polímeros não fluorados, tais como poliuretano termoplástico (PU), polietileno (PE), polietileno reticulado (XLPE), poliamida (PA), polieteretercetona (PEEK), poliamida-imida (PAl), polissulfona (PSF), polietersulfona (PES) e polifenilsulfona (PPSU), ou uma formulação que compreende uma combinação de dois ou mais destes plásticos projetados para satisfazer os requisitos de trabalho do duto em que ele será implantado como uma barreira à corrosão. Uma camada de plástico pode ser extrusada na superfície interna e/ou externa do núcleo de tecido. Tipicamente, o revestimento de plástico pode ser de 2 a 6 mm de espessura para pequenos diâmetros de núcleo de tecido (tal como 10cm a 20cm) e de 5mm a 15mm de espessura para diâmetros maiores de núcleo de tecido (25cm ou mais).

[0048] O tubo colapsável pode compreender pelo menos uma camada interna de plástico sobre a superfície interna do núcleo de tecido e pelo menos uma camada plástica externa na superfície externa do núcleo de tecido. A camada de plástico interna pode ser projetada para ser adequada para proporcionar uma barreira impermeável em relação aos elementos fluidos e gasosos que são transportados através do duto enquanto mantém um alto grau de flexibilidade para permitir que o revestimento ser dobrado. Tipicamente, a pelo menos uma camada interna de plástico pode ser de 2 a 5 mm de espessura em um duto de pequeno diâmetro (10 cm a 20 cm) e de 3 mm a 10 mm de espessura em maiores diâmetros (25 cm ou mais). A camada plástica externa pode ser projetada para suportar os parâmetros operacionais do tubo colapsável em que será implantada e também para fornecer uma camada resistente à abrasão para proteger a camada de plástico interna e o núcleo de tecido durante o procedimento de instalação. A espessura da camada de plástico externa será tipicamente na faixa de 2 a 5 mm, dependendo do diâmetro do núcleo de tecido.

[0049] Duas hastes podem ser colocadas sobre a superfície interna da camada plástica interna e, preferencialmente, simetricamente em relação à direção de colapso, que é perpendicular ao eixo longitudinal do tubo colapsável. Essas hastes podem ser projetadas localmente para aumentar a rigidez, controlar o formato da camada plástica interna no estado colapsado ou manter a geometria. As hastes podem incluir, dentro de suas espessuras ou como um núcleo, pelo menos um reforço longitudinal do tipo cabo ou tubulação, a fim de cumprir funções precisas como, por exemplo, a tomada das forças de tensão.

[0050] O tubo colapsável pode ser de tipo não ligado, colado ou parcialmente colado, isto é, todas as camadas de tubo colapsável são não ligadas ou todas as camadas de tubo colapsável são coladas, ou determinados membros do tubo colapsável são localmente ligados.

[0051] Em particular, o tubo pode ser configurado para ser resistente a ruptura sob a pressão interna (até 300 bar (30 MPa) ou mais) e uma pressão diferencial que pode variar de 0 a 200 bar (0 a 20 MPa) quando a pressão fora do tubo é inferior à pressão interna. Em particular, o volume interno do tubo pode ser pelo menos 100 litros, mais particularmente, pelo menos 500 litros. Mais particularmente, o comprimento do duto pode ser de 1m a 1km, embora possa ser mais longo do que isso. Isso pode ser o comprimento de um único tubo ou de vários tubos conectados um ao outro.

[0052] Como descrito acima, o equipamento submarino pode ser disposto no solo marinho e o tubo pode ser assentado no solo marinho. Mais particularmente, o tubo, quando assentado no solo marinho, pode estar substancialmente horizontal. Neste contexto, substancialmente horizontal é usado para significar que o tubo acompanha o relevo do solo marinho.

[0053] Mais particularmente, o tubo pode ter uma primeira extremidade a jusante e uma segunda extremidade a montante. Em particular, o tubo pode ser fechado em uma ou ambas de suas extremidades, tal que apenas o conector está em comunicação de fluido com o tubo. Desta forma, o ingresso de água do mar para dentro do tubo durante o assentamento pode ser substancialmente evitado. Mais particularmente, o conector pode ser provido na primeira extremidade a jusante do tubo, e o tubo pode ser fechado em sua segunda extremidade a montante. O fechamento na segunda extremidade a montante do tubo pode compreender uma válvula. O tubo pode ser provido com um raspador que é transportável ao longo do interior do tubo a partir de um ponto de partida do raspador até um ponto de término do raspador. O ponto de partida do raspador é geralmente a montante do ponto de término do raspador. Em particular, o ponto de término do raspador pode ser provido na primeira extremidade do tubo e o ponto de partida do raspador na segunda extremidade do tubo. Os pontos de partida do raspador e término do raspador podem compreender um retentor para limitar o movimento do raspador para entre os pontos de partida e término do raspador. O retentor pode compreender uma seção com um diâmetro mais estreito do que o do raspador. O retentor pode compreender material de amortecimento (por exemplo, absorvedores de choque) em sua superfície interna. O material de amortecimento pode ser na forma de um revestimento de borracha ou tiras de borracha, que podem ser providos em uma ou ambas as extremidades do raspador. A seção de diâmetro mais estreito pode fazer parte de uma extremidade de encaixe no tubo. A extremidade de encaixe no tubo (isto é, que fecha o tubo) pode ser equipada com uma válvula que é fechada para evitar que água do mar entre no tubo durante o assentamento. A válvula pode ser fixada à extremidade de encaixe ou integrada na extremidade de encaixe. Alternativamente, a seção de diâmetro mais estreito pode ser uma peça separada acoplada à extremidade de encaixe por um acoplamento, por exemplo, um flange. A seção de diâmetro mais estreito pode ser formada por um material com tratamento de corrosão, ou um revestimento/forração tal como os descritos em relação ao tubo rígido. Desta forma, um aparelho complexo de lançamento de raspador e recebimento de raspador, tal como os descritos no WO 01/56714 A1, não são necessários. Mais particularmente, a seção de diâmetro mais estreito pode ser provida em uma extremidade a jusante do ponto de término do raspador e uma extremidade a montante do ponto de partida do raspador. Isso permite que o raspador seja retido no tubo. O tubo pode compreender um aquecedor para aquecer o fluido dentro do tubo. Além disso, o tubo pode compreender isolamento térmico. Mais particularmente, o aquecimento pode ser por Aquecimento por Traço Elétrico (ETH) ou por Aquecimento Elétrico Direto (DEH).

[0054] Os raspadores para limpeza de dutos normalmente têm um diâmetro externo ligeiramente maior que o diâmetro interno do duto a ser limpo (sem depósitos de cera ou hidrato). O raspador pode ter um formato geralmente cilíndrico. As duas extremidades opostas do raspador podem ser substancialmente planas ou cônicas. Os raspadores podem compreender um corpo metálico sobre o qual são montados discos ou copos. O corpo pode ser feito de aço. Os copos ou discos podem, em geral, ser feitos de um polímero, tal como poliuretano ou uretano, ou podem compreender um núcleo de metal com um disco de polímero externo. Alternativamente, o raspador pode incluir um corpo de espuma com revestimento de poliuretano sobre ele.

[0055] O conector pode compreender um tubo, mais particularmente uma conexão tipo flying lead (chicote). Mais particularmente, a conexão tipo flying lead pode ser equipada com um auxiliar de flutuação. O tubo pode ser um tubo flexível ou um conjunto de dutos flexíveis (isto é, um arranjo de tubos dentro de um tubo maior). Em particular, o tubo pode ser capaz de suportar pressões superiores a 10 MPa (superiores a 100 bar), mais particularmente, superiores a 30 MPa (superiores a 300 bar). Mais particularmente, o tubo pode ter um diâmetro interno entre 20 mm e 700 mm, mais particularmente, entre 20 mm e 200 mm, ainda mais particularmente, entre 25,4 mm e 101,4 mm (entre 1 e 4 polegadas).

[0056] A válvula pode ser provida a montante do conector. A válvula pode ser uma válvula de bloqueio capaz de abrir e fechar rapidamente em cerca de 5 segundos ou menos. A válvula pode ser controlada por um ROV ou por fluido hidráulico provido através de um ROV ou umbilical. A montante da válvula, pode ser provida uma bomba de extração. A bomba de extração pode ser a jusante do tubo, e pode ser a jusante do ponto de término do raspador. A bomba de extração pode ser usada para auxiliar na extração de fluido do equipamento submarino. Uma bomba pode não ser necessária durante a extração quando a pressão diferencial entre o equipamento submarino (por exemplo, a 20 bar ou mais) e o tubo (por exemplo, à pressão atmosférica em torno de 1 bar) for alta o suficiente. Quando a pressão diferencial é muito baixa, uma bomba pode ser usada. Alternativamente, uma bomba pode não ser necessária inicialmente, mas pode ser usada uma vez que a pressão diferencial sofreu redução. Isso pode incluir aumentar a pressão de fluido no tubo a fim de reduzir mais a pressão de fluido no equipamento submarino. Em particular, a bomba de extração pode ser capaz de prover uma taxa de fluxo inferior a 4 litros por minuto (menos de 1 galão por minuto). A bomba de extração pode ser capaz de bombear fluido em uma pressão superior a 10 MPa (até 100 bar), mais particularmente, superior a 30 MPa (superior a 300 bar).

[0057] A montante da válvula, pode ser provido um medidor de fluxo. O medidor de fluxo pode ser capaz de medir uma taxa de fluxo mínima de 1 galão por minuto seja para 100% de gás, 100% de líquido ou qualquer razão de gás/líquido entre esses dois extremos, por exemplo, 50%/50% de gás/líquido. O medidor de fluxo pode ser a jusante do tubo. O medidor de fluxo pode ser a jusante do ponto de término do raspador. O medidor de fluxo pode ser a montante da bomba de extração. Em particular, o medidor de fluxo pode ser um medidor de fluxo multifásico. O medidor de fluxo permite ao operador medir a quantidade de fluido transferido do equipamento submarino para o tubo. Uma medição de pressão separada pode ser feita. Isso pode ser importante para assegurar que a quantidade necessária de inibidor seja injetada.

[0058] A montante da válvula, pode ser provida uma segunda abertura passível de fechamento. A segunda abertura passível de fechamento pode ser a jusante do tubo. A segunda abertura passível de fechamento pode ser a jusante do ponto de término do raspador. A segunda abertura passível de fechamento pode ser a montante da bomba de extração. A segunda abertura passível de fechamento pode ser a montante do medidor de fluxo. A segunda abertura passível de fechamento pode ser uma válvula. A válvula pode ser uma válvula de bloqueio conforme descrito acima. Mais particularmente, a válvula pode ser uma válvula reguladora. Quando a segunda abertura passível de fechamento é a montante da bomba de extração e do medidor de fluxo, ela pode ser conectada ao tubo ou ao ponto de término do raspador por um conector conforme descrito acima. Esta segunda abertura passível de fechamento permite que o operador controle a taxa de fluxo de fluido do equipamento submarino para o tubo, por exemplo ajustando a superfície de abertura da segunda abertura passível de fechamento e, portanto, a taxa de despressurização do equipamento submarino. A segunda abertura passível de fechamento é normalmente fechada após o tubo ser submerso dentro do fluido pressurizado do equipamento submarino. Permite que a bomba de extração seja desligada ao mesmo tempo em que mantém a pressão reduzida dentro do equipamento submarino. Desta forma, o derretimento dos tampões de hidrato pode ser provido. A segunda abertura passível de fechamento permite, assim, que a pressão reduzida seja mantida sem forçar a bomba por sua interrupção. Pode ser necessário manter esse estado de pressão reduzida por vários minutos ou horas.

[0059] A bomba para retorno de fluido para o tubo pode ser provida a montante do tubo, mais particularmente, a montante do ponto de partida do raspador. A bomba pode ser uma bomba de água. A bomba de água pode ser capaz de prover uma taxa de fluxo inferior a 4 litros por minuto (menos de 1 galão por minuto). A bomba de água pode ser capaz de bombear fluido a uma pressão superior a 10 MPa (até 100 bar), mais particularmente, superior a 30 MPa (superior a 300 bar). Mais particularmente, a bomba de água pode compreender uma entrada de água. Essa entrada é para puxar água (normalmente, água do mar) para dentro da bomba, de modo que possa ser bombeada a jusante, a fim de retornar o fluido no tubo através do conector ao equipamento submarino. Mais particularmente, a água empurra o raspador do ponto de partida do raspador na direção do ponto de término do raspador. Em particular, a água empurra o raspador do ponto de partida do raspador para o ponto de término do raspador.

[0060] A montante do tubo, pode ser provida uma terceira abertura passível de fechamento. A terceira abertura passível de fechamento pode ser a jusante da bomba para retornar fluido para o tubo. A terceira abertura passível de fechamento pode ser na forma de uma válvula. A válvula pode ser uma válvula de bloqueio conforme descrito acima.

[0061] Uma ou duas das duas bombas, três aberturas passíveis de fechamento e o medidor de fluxo podem ser providos em uma única unidade. Tal unidade é às vezes chamada de base metálica (skid). Opcionalmente, as duas bombas, três aberturas passíveis de fechamento e o medidor de fluxo podem ser providos na unidade única. O tubo pode ser em formato de u. Isso pode facilitar a conexão da primeira e segunda extremidade do tubo à unidade única ou base metálica. Alternativamente, a bomba de extração, a primeira e segunda aberturas passíveis de fechamento e o medidor de fluxo podem ser providos em uma unidade, e a bomba de água e terceira abertura passível de fechamento podem ser providas em outra unidade. Este arranjo pode permitir que o tubo seja assentado em uma configuração substancialmente reta (isto é, em vez de um formato em u). As conexões entre o tubo e a base metálica podem ser conexões diretas entre as extremidades do tubo e o ponto de conexão na base metálica. Alternativamente, a extremidade de conexão no tubo e o ponto de conexão na base metálica pode ser através de uma conexão tipo flying head (chicote) (isto é, um tubo flexível). Assim, uma primeira conexão tipo flying head pode fornecer conexão de fluidos entre a extremidade a jusante do tubo e a base metálica, e uma segunda conexão tipo flying head a montante pode fornecer conexão de fluidos entre a extremidade a montante do tubo e a base metálica. O aparelho pode compreender um umbilical que é conectável a uma embarcação topside. O umbilical pode compreender uma fonte de alimentação. O umbilical pode compreender um controlador para permitir que um usuário controle o aparelho (por exemplo, de uma embarcação topside). Opcionalmente, o aparelho não requer o uso de um riser para tal embarcação (isto é, pode ser sem riser).

[0062] O aparelho pode compreender um injetor para adicionar um inibidor de formação de hidrato ao fluido. O inibidor pode ser metanol ou metil etileno glicol. Em particular, o inibidor pode ser adicionado ao fluido em uma quantidade de pelo menos 30% em volume.

[0063] Em relação ao método para redução da pressão de fluido dentro de equipamentos submarinos usando o aparelho conforme descrito acima, a etapa (e) pode adicionalmente compreender a abertura de uma ou mais válvulas dentro do equipamento submarino a fim de permitir que fluido seja extraído do equipamento submarino. Após a etapa (d), e antes da etapa (e), o método pode adicionalmente compreender, quando presente, a etapa de abertura da abertura passível de fechamento (por exemplo, a válvula).

[0064] Na etapa (e), a extração do fluido pode compreender permitir que o fluido no equipamento submarino flua através do conector e para dentro do tubo. Alternativamente ou adicionalmente (por exemplo, após permitir que o fluido flua), na etapa (e), a extração do fluido pode compreender bombear o fluido do equipamento submarino através do conector e para dentro do tubo. Uma bomba de extração, conforme descrita acima, pode ser provida para esta finalidade.

[0065] A etapa (e) pode adicionalmente compreender medir a quantidade de fluxo de fluindo para dentro do tubo. Um medidor de fluxo, conforme descrito acima, pode ser provido para esta finalidade. A etapa (e) pode também compreender a adição de um inibidor de formação de hidrato, conforme descrito acima, ao fluido que está sendo extraído. O medidor de fluxo pode, então, ser usado para quantificar a quantidade de inibidor de formação de hidrato necessária (por exemplo, a taxa de fluxo em que este precisa ser adicionado). Isso pode ainda auxiliar na inibição da formação de hidratos no tubo. O medidor de fluxo pode também ser usado para evitar velocidade excessiva de fluido para dentro do tubo. A temperatura e a pressão do fluido podem ser medidas em uma parte diferente do aparelho.

[0066] A etapa de extração (e) pode ser realizada até a pressão de fluido remanescente no equipamento submarino ser reduzida para um nível em que qualquer hidrato possa se dissociar. Esta pressão é tipicamente de 1 bar a 10 bar, embora possa ser maior. Neste estágio, um tratamento opcional de dissociação acelerada pode ser realizado. Isto pode compreender adicionar um inibidor de formação de hidrato ao fluido no equipamento submarino ou passar óleo morto através do equipamento submarino. Isso pode ser feito, por uma linha de serviço ou um umbilical conectado à base metálica (skid) ou diretamente conectado ao equipamento submarino. O fluido pode ser inibidor de hidrato, conforme descrito acima, nitrogênio ou óleo morto quente. Neste contexto, quente significa acima da temperatura de dissociação de hidrato de cerca de 20°C. Óleo morto é um óleo que não contém, a uma pressão sob 1 bar, qualquer gás dissolvido ou componentes voláteis. Mais particularmente, a temperatura do óleo morto pode ser entre 20°C e 50°C.

[0067] O método pode compreender, após a etapa (e), a etapa de: (f) bombear o fluido no tubo através do conector a fim de retorná-lo ao equipamento submarino. Na etapa (f), uma bomba para retornar fluido no tubo através do conector ao equipamento submarino, conforme descrito acima, pode ser provida. O tubo pode ser como definido acima. Conforme descrito acima, o tubo pode ser provido com um ponto de término do raspador, um ponto de partida do raspador que é a montante do ponto de término do raspador e um raspador que é transportável entre o ponto de partida do raspador e o ponto de término do raspador. A etapa (f) pode compreender bombear água a jusante para dentro do tubo. A etapa (f) pode compreender empurrar o raspador do ponto de partida do raspador na direção do ponto de término do raspador com a água bombeada. A velocidade do raspador pode ser entre 0m/s e 2m/s. A taxa de fluxo da água provida pela bomba pode, então, depender do diâmetro necessário para alcançar a velocidade necessária do raspador. Mais particularmente, a etapa (f) pode compreender empurrar o raspador do ponto de partida do raspador para o ponto de término do raspador com a água bombeada. Dessa forma, na etapa (f), o raspador pode empurrar o fluido no tubo a jusante em direção a, mais particularmente, de volta para, o equipamento submarino. Desta forma, o tubo pode ser esvaziado de fluido. Isso pode permitir que o tubo vazio seja recuperado do solo marinho para uma embarcação topside.

[0068] A etapa de assentamento (b) pode ser realizada usando métodos de instalação padrão com, por exemplo, um Sistema de Assentamento Vertical (VLS). Este equipamento, que é usado offshore durante a instalação de tubo flexível, fixa o tubo flexível na posição vertical antes da aplicação de cargas de esmagamento com caterpilar. Isso permite a instalação de tubo flexível com uma tensão de topo muito alta ao mesmo tempo em que evita o esmagamento do tubo flexível em uma fresta ou uma polia. Se suficientemente curto, o tubo flexível pode ser abaixado por um guindaste ou guincho com um ponto de conexão em uma extremidade. Em particular, a etapa de assentamento (b) pode compreender descer uma base metálica conforme descrito acima. Esta base metálica pode incluir um conjunto de eslingas. O aparelho pode também compreender um mecanismo de liberação rápida para permitir a rápida desconexão do aparelho do equipamento submarino em caso de emergência. A etapa de conexão (d) pode ser realizada por um veículo submarino remotamente operado (ROV). Em particular, a etapa de conexão (d) pode compreender conectar a base metálica ao tubo. Essa conexão pode ser através de uma conexão tipo flying lead, geralmente de um diâmetro menor do que o tubo, a qual pode ser realizada usando um ROV. Conexões tipo flying leads são geralmente usadas quando o tubo é muito grande e pesado (por exemplo, 1km de comprimento) para ser eficientemente movido usando um ROV. As conexões tipo flying lead são mais fáceis de se manusear e podem, portanto, melhorar a etapa de conexão. O conector tipo flying lead pode ser um conector padrão, que pode ser dimensionado para suportar pressão de 300 bar, ou mais. Alternativamente, a base metálica e o tubo podem ser conectados antes da etapa de assentamento (b). Na etapa (d), a conexão pode ser por hot stab (isto é, um dispositivo que é conectável a um duto durante a produção). A título de exemplo, existem duas especificações API em relação ao projeto e fabricação de hot stabs e receptáculos de ROV. Estas são a API 17H (2a Edição, junho de 2013) e API 17D (2a Edição, maio de 2011). Em particular, a hot stab pode compreender uma primeira extremidade provida com uma alça, uma segunda extremidade provida com uma ponta, e um corpo entre as duas extremidades. Mais particularmente, a alça pode ser em formato de t (por exemplo, compreendendo uma barra aproximadamente a 90 graus do eixo principal do corpo, e conectada aproximadamente na metade do caminho ao longo de seu comprimento de corpo). A ponta da hot stab pode ser removível. As pontas são normalmente usadas para reduzir a possibilidade de danos ao receptáculo (isto é, a parte à qual a hot stab é conectada) no caso de uma inserção fora de ângulo. Alternativamente, o equipamento submarino pode compreender uma tampa de pressão e, na etapa (d), a conexão pode compreender a remoção da tampa de pressão. O tubo é assentado no leito marinho ao mesmo tempo em que o método para redução da pressão de fluido dentro de equipamentos submarinos é realizado. Após o método para redução da pressão de fluido dentro de equipamentos submarinos ter sido realizado, a etapa de desconexão do aparelho do equipamento submarino pode ser realizada.

[0069] A presente invenção também se refere a um método de utilização de um aparelho conforme descrito acima, o método compreendendo as etapas de: (a) prover uma embarcação transportando o aparelho, (b) assentar o tubo no solo marinho, (c) transportar o restante do aparelho para o tubo, e (d) conectar o tubo ao restante do aparelho. A presente invenção também se refere a um método de conexão de um aparelho, conforme descrito acima, a equipamentos submarinos, o método compreendendo as etapas de: (a) prover o aparelho, (b) transportar o aparelho ao equipamento submarino, e (c) conectar o aparelho ao equipamento submarino usando o conector. Em relação ao método de implementação do aparelho, o restante do aparelho pode ser na forma de uma unidade única, também conhecida como uma base metálica. A unidade única ou base metálica pode ser conforme descrita acima. Na etapa (d), a conexão pode ser realizada por um ROV. Na etapa (d), a conexão pode compreender conectar a unidade única ou base metálica ao tubo. O método de implementação do aparelho pode ser realizado antes do método para conexão do aparelho ao equipamento submarino conforme descrito acima. A etapa de desconexão do aparelho do equipamento submarino pode ser realizada após o método de implementação do aparelho ou o método para conexão do aparelho. Após a etapa de desconexão do aparelho do equipamento submarino tem sido realizada, a etapa de recuperação do aparelho para a embarcação pode ser realizada. O tubo pode ser desconectado da base metálica (quando presente) usando um ROV. O tubo pode, então, ser içado pela Embarcação de Apoio a Assentamento de Tubos (PLSV). A etapa de recuperação do aparelho pode compreender enrolar o tubo em um carretel, para um tubo flexível, em um carrossel. Uma extremidade do tubo pode ser equipada com um puxador (pulling head). Isso pode ser adicionado pelo ROV. Mais particularmente, o puxador pode, então, ser conectado a uma haste de elevação de um guincho. O guincho pode, então, ser enrolado até o tubo chegar na embarcação. A extremidade do tubo pode, então, ser desconectada do cabo do guincho e conectada à bobina ou carrossel e, em seguida, enrolada na bobina ou carrossel. Quaisquer conexões tipo flying lead podem ser desconectadas do equipamento submarino usando um ROV. A base metálica (quando usada) pode ser conectada a um cabo de elevação usando um ROV. A base metálica pode, então, ser recuperada com suas conexões tipo flying leads por içamento. Quaisquer tampas de equipamento submarino removidas podem, então, ser colocadas de volta usando um ROV.

[0070] A Figura 1 apresenta o equipamento submarino 1 quando tamponado por hidrato. O equipamento submarino 1 compreende a árvore de natal 5, que é conectada em sua extremidade inferior 10 ao poço 15. Durante o uso normal, o fluido flui através do poço 15 na direção da seta A, para a árvore de natal 5, através de tubulações e válvulas dentro da árvore de natal 5 (descrita em mais detalhes abaixo), e fora da árvore de natal 5 na direção da seta B através da linha de produção 20 para uma instalação de produção (não mostrada). A linha de produção 20 compreende uma primeira extremidade 21, que é conectada à árvore de natal 5, e uma segunda extremidade (não mostrada) que se conecta à instalação de produção.

[0071] Na Figura 1, três tampões de hidrato se formaram dentro dos equipamentos submarinos 1. O primeiro tampão de hidrato 25 é formado na linha de produção 20 próximo à primeira extremidade 21. O segundo tampão de hidrato 30 é também formado na linha de produção 20, mas a uma maior distância da primeira extremidade 21 do que do primeiro tampão de hidrato 25. Além disso, um terceiro tampão de hidrato 35 é formado no poço 15.

[0072] Como descrito acima, tampões de hidrato se formam em ambientes frios (tipicamente cerca de 4°C para águas profundas e cerca de 10°C para águas rasas) e de alta pressão. No equipamento submarino 1 apresentado na Figura 1, o fluido 40 (indicado por seções preenchidas de forma sólida) à esquerda do segundo tampão de hidrato 30 está sob uma pressão relativamente mais alta (tipicamente cerca de 300 bar, embora possa ser tão alta quanto 600 bar) que é suficiente para os tampões de hidrato 25, 30, 35 se formarem. Além disso, os tampões de hidrato 25, 30, 35 não se dissociam a esta pressão. O fluido 45 (indicado pela seção hachurada) à direita do segundo tampão de hidrato 30 está na parte do equipamento submarino 1 que está conectada à instalação de produção. Esse fluido 45 está sob uma pressão relativamente mais baixa do que o fluido 40, esta pressão mais baixa (normalmente entre 1 bar e 10 bar) sendo baixa o suficiente para permitir que a extremidade 30A do segundo tampão de hidrato 30 que está em contato com o fluido 45 se dissocie.

[0073] A árvore de natal 5 compreende uma entrada de poço 15 através da qual o fluido 40 do poço (não mostrado) entra na árvore de natal 5. O poço 15 termina em sua conexão com a primeira válvula mestra de produção 50. O percurso de fluido através da árvore de natal 5 continua da primeira válvula mestra de produção 50 através da tubulação 55. A tubulação 55 se divide em duas ramificações 55A e 55B na junção 60. A tubulação 55A continua para a válvula de sucção de produção 65 dentro da árvore de natal 5. A partir da válvula de sucção de produção, a tubulação 70 continua para a capa da árvore de natal 75 através da qual a tubulação 70 pode prover conexão de fluido a outro equipamento submarino (não mostrado).

[0074] A tubulação 55B continua para a segunda válvula mestra de produção 80 dentro da árvore de natal 5. A partir da segunda válvula mestra de produção 80, a tubulação 85 sai da árvore de natal 5. A tubulaçãoduto 85 continua para a válvula lateral de produção 90. Entre o ponto em que a tubulação 85 sai da árvore de natal 5 e a válvula lateral de produção 90, uma tubulação de injeção de metanol 95 é conectada à tubulaçãoduto 85. Na extremidade oposta da tubulação de injeção de metanol 95 à conexão da tubulação 85, é provida uma válvula do tipo gaveta de injeção de metanol 100. A válvula do tipo gaveta de injeção de metanol 100 é normalmente conectada a uma fonte de metanol, tal como uma embarcação topside do mar (não mostrado).

[0075] A partir da válvula lateral de produção 90, o percurso de fluxo de fluido continua através da tubulação 105 para a válvula reguladora de produção 110. A partir da válvula reguladora de produção 110, o percurso de fluido continua através da linha de produção 20 para a instalação de produção (não mostrada).

[0076] A Figura 2 é idêntica à Figura 1, exceto que a pressão de fluido 40 foi reduzida (indicado por hachuras) para um nível tal que todos os tampões de hidrato 25, 30, 35 puderam se dissociar.

[0077] A Figura 3 apresenta o aparelho de despressurização 200 quando conectado ao equipamento submarino 1. O equipamento submarino 1 está na condição apresentada na Figura 1, isto é, o fluido 40 (indicado por seções preenchidas de forma sólida) à esquerda do segundo tampão de hidrato 30 está sob uma pressão relativamente mais alta que é suficiente para os tampões de hidrato 25, 30, 35 se formarem.

[0078] O aparelho de despressurização 200 é conectado à árvore de natal 5 através de uma primeira extremidade de conector tipo flying lead 205 que provê comunicação de fluido através da capa da árvore de natal 75. O conector tipo flying lead 205 pode ser na forma de um conjunto de dutos flexíveis. Deve ser geralmente dimensionado para alta pressão (<300 bar), tendo um pequeno diâmetro (1-4 polegadas). A segunda extremidade de conector tipo flying lead 205 é conectada à válvula de isolamento 210, que é tipicamente uma válvula reguladora. O percurso de fluido através do aparelho de despressurização 200 continua a partir da válvula reguladora 210 através da tubulação 215 para a bomba de extração 220. A bomba de extração 220 é uma bomba de baixa taxa de fluxo (<20 gpm) e alta pressão (>300 bar). A bomba de extração 220 pode bombear fluido que consiste em 100% de gás ou 100% de líquido, ou uma mistura de gás e líquido. Um exemplo de uma bomba adequada é uma bomba ASPIC, que é uma bomba de pistão duplo com um movimento elíptico alternado. Uma bomba alternativa adequada é uma bomba lobo.

[0079] O percurso de fluido continua a partir da bomba de extração 220 através da tubulação 225 para o medidor de fluxo multifásico 230. A partir do medidor de fluxo 230, a tubulação 235 se conecta à válvula de despressurização 240, que é normalmente uma válvula reguladora. O percurso de fluido continua da válvula de despressurização 240 através de uma conexão tipo flying lead a jusante 245 para o aparelho de armazenamento 250.

[0080] O aparelho de armazenamento 250 compreende um tubo de armazenamento flexível 255 tendo uma primeira extremidade 255a, que é conectada através de um ponto de término do raspador 260 a uma conexão tipo flying lead a jusante 245. O tubo de armazenamento flexível 255 tem uma segunda extremidade 255B que é conectada a uma conexão tipo flying lead a montante 270 através de um ponto de partida do raspador 265. Uma vista ampliada do ponto de partida do raspador 265 é mostrada na Figura 5. Como apresentado, o raspador 300 é provido no ponto de partida do raspador 265. A montante do ponto de partida do raspador 265, é provida uma seção estreita 265A. A seção estreita 265A tem um diâmetro mais estreito do que aquele do raspador 300 a fim de limitar o movimento do raspador 300 em uma direção a montante. Uma seção similarmente estreita é provida a jusante do ponto de término do raspador 260.

[0081] O percurso de fluido através do aparelho de despressurização 200 continua através da conexão tipo flying lead a montante 270 para a válvula de pigagem (pigging valve) 275. A válvula de pigagem é conectada através da tubulação 280 à bomba de água 285. A bomba de água, então, se conecta à água marinha externa através de uma entrada de água indicada pela seta C.

[0082] Na modalidade da invenção mostrada nas Figuras, a válvula reguladora 210, bomba de extração 220, o medidor de fluxo multifásico 230, a válvula de despressurização 240, a válvula de pigagem 275, a bomba de água 285 e as tubulações 215, 225, 235 e 280 estão contidos dentro de uma unidade única (ou base metálica) 200A. A válvula de despressurização 240 e a válvula de pigagem 275 são providas no mesmo lado da base metálica 200A. O tubo de armazenamento flexível 255 é dobrado em um formato em u, tal que a primeira extremidade 255A possa ser facilmente conectada através de um ponto de término do raspador 260 à válvula de despressurização 240 usando uma conexão tipo flying lead a jusante 245. Da mesma forma, a segunda extremidade 255B pode facilmente ser conectada através de um ponto de partida do raspador 265 à válvula de pigagem 275 usando conexão tipo flying lead a montante 270.

[0083] Energia e controle elétrico do aparelho de despressurização 200 são providos através de cabeamento 290 pelo controlador 295 à base metálica 200A. Em termos de suas dimensões, o comprimento, largura e altura da base metálica 200A podem ser, cada um, de 1m a 10m. O controlador 295 abre e fecha as válvulas do aparelho de despressurização 200, mede pressão e temperatura, a fim de permitir a detecção de uma condição insegura, bem como prover energia às bombas 220, 285. A energia pode ser fornecida por um ROV (não mostrado) ou um umbilical dedicado conectado a uma embarcação topside (não mostrado). Alternativamente, baterias submarinas podem ser usadas. A base metálica 200A pode ser instalada no leito marinho usando um guindaste e meios de elevação. Para esta finalidade, a base metálica 200A pode ser provida com ilhoses de elevação (não mostrados). A base metálica 200A pode também compreender meios de engate de ROV (não mostrados), de modo que o ROV possa ser usado para ajudar a posicionar a base metálica 200A no leito marinho.

[0084] A fim de despressurizar o equipamento submarino 1, a válvula reguladora 210 e a válvula de despressurização 240 são abertas. Dentro da árvore de natal 5, uma ou mais dentre a primeira válvula mestra de produção 50, a válvula de sucção de produção 65, a válvula mestra de produção 80, a válvula lateral de produção 90 e a válvula reguladora de produção 110 estão em suas posições abertas. A escolha de quais válvulas abrir depende da localização dos hidratos e de quais válvulas precisam ser abertas a fim de prover acesso ao fluido associado. Desta forma, o fluido pressurizado 40 do poço 15, da tubulação dentro da árvore de natal 5 e da linha de produção 20 pode fluir através do aparelho de despressurização 200 através de conexões tipo flying lead 205 e 245, através do medidor de fluxo multifásico 230, para dentro do aparelho de armazenamento 250.

[0085] O medidor de fluxo multifásico 230 mede a quantidade de fluido que flui através dele para dentro do aparelho de armazenamento 250. Esta informação é usada para calcular a pressão dentro do aparelho de armazenamento 250, de modo que possa ser mantida em um nível que possa evitar a formação de hidratos dentro do aparelho de armazenamento 250. Para auxiliar nisso, um inibidor, tal como metanol ou metil etileno glicol, é adicionado ao fluido, preferencialmente, em uma quantidade que provê uma diluição de 30% em volume do inibidor dentro do fluido. O inibidor (metanol neste caso) pode ser provido através da válvula do tipo gaveta de injeção de metanol 100 à tubulação de injeção de metanol 95. A válvula do tipo gaveta de injeção de metanol 100 é conectada a uma fonte de metanol no topside através de um umbilical (não mostrado). Alternativamente, o inibidor pode ser fornecido através da árvore de natal 5 ou de um recipiente de armazenamento submarino (não mostrado).

[0086] Uma vez que um equilíbrio de pressão é alcançado entre o fluido 40 no equipamento submarino 1 e o do aparelho de despressurização 200, a bomba de extração 220 é acionada, de modo que fluido adicional seja bombeado do equipamento submarino 1 para dentro do aparelho de armazenamento 250. A pressão do fluido 40 é, portanto, reduzida dentro do equipamento submarino 1, permitindo que os tampões de hidrato 25, 30, 35 se dissociem. A Figura 4 apresenta a mesma vista que a Figura 3, uma vez que essa etapa de despressurização tenha sido realizada. A pressão de fluido reduzida 40 é indicada na Figura 4 por hachuras. A válvula de pigagem 275 é fechada, tal que, como resultado do uso da bomba de extração 220, o fluido dentro do aparelho de despressurização 200 entre a bomba de extração 220 e a válvula de pigagem 275 seja pressurizado.

[0087] Opcionalmente, neste estágio, um procedimento de dissociação acelerada pode ser realizado a fim de auxiliar na completa dissociação dos tampões de hidrato 25, 30, 35. Isso pode ser feito pela adição de quantidades adicionais de um inibidor (metanol ou metil etileno glicol) ou pela circulação de óleo morto quente (isto é, um óleo que não contém, sob 1 bar, qualquer gás dissolvido ou componentes voláteis).

[0088] Uma vez que os tampões de hidrato 25, 30, 35 tenham sido removidos, o fluido dentro do aparelho de despressurização 200 que foi removido do equipamento submarino 1 é retornado ao equipamento submarino 1. Isso é feito usando o raspador 300 que é instalado no ponto de partida do raspador 265 (ver Figura 5). A válvula de pigagem 275 é aberta e a bomba de pigagem 285 é acionada. Água do mar é puxada através da bomba de pigagem 285 por uma entrada de água indicada pela seta C. A água flui através da válvula de pigagem 276 e da conexão tipo flying lead a montante 270 à área de lançamento do raspador 265. A água do mar aciona o raspador 300 a partir do ponto de partida do raspador 265, ao longo do tubo de armazenamento flexível 255 até o ponto de término do raspador 260. Este movimento do raspador 300 empurra o fluido de volta através do aparelho de despressurização 200 através do conector tipo flying lead 205 e de volta para o equipamento submarino 1 através da árvore de natal 5.

[0089] Uma vez que o procedimento acima tenha sido concluído, o aparelho de despressurização 200 pode ser desconectado do equipamento submarino 1. O aparelho de despressurização 200 pode, então, ser recuperado para uma embarcação topside (não mostrado).

Claims

1. Método para redução da pressão de fluido dentro de equipamento submarino (1) compreendendo as etapas de: (a) prover um tubo flexível (255), (b) assentar o tubo flexível (255) no solo marinho, (c) prover um conector (205), (d) conectar o tubo flexível (255) ao equipamento submarino (1) através do conector (205), e (e) extrair fluido do equipamento submarino (1) através do conector (205) e para dentro do tubo flexível (255), caracterizado pelo fato de que uma bomba (285) é provida, a qual é conectada ao tubo flexível (255), um raspador (300) é provido dentro do tubo flexível (255), e o método adicionalmente compreende, após a etapa (e), a seguinte etapa: (f) bombear o fluido no tubo flexível (255) através do conector (205) a fim de retorná-lo ao equipamento submarino (1), esta etapa compreendendo empurrar o raspador (300) ao longo do tubo flexível (255) a partir de um ponto de partida do raspador (265) até um ponto de término do raspador (260).

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que uma bomba de extração (220) é provida, a qual é conectada ao tubo flexível (255), e a etapa (e) compreende bombear o fluido do equipamento submarino (1) através do conector (205) e para dentro do tubo flexível (255).

3. Método, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que a etapa (e) adicionalmente compreende medir a quantidade de fluido extraído do equipamento submarino (1) através do conector (205) e para dentro do tubo flexível (255).

4. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato de que a etapa (e) adicionalmente compreende adicionar um inibidor de formação de hidrato ao fluido que está sendo extraído.

5. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que o método adicionalmente compreende, após a etapa (f), a seguinte etapa: (g) recuperar o tubo flexível (255) para uma embarcação topside.