BR112019015017A2

BR112019015017A2 - Proteção de pressão para uma plataforma offshore

Info

Publication number: BR112019015017A2
Application number: BR112019015017-0A
Authority: BR
Inventors: Andreas Nes Hroar; Båsen Olav; Vatland Johansen Eli; Bergersen Lars; Hosaas Gregersen Kirstin
Original assignee: Equinor Energy As
Priority date: 2017-01-27
Filing date: 2018-01-26
Publication date: 2020-03-10
Also published as: GB2559160B; CA3051049A1; US20190360306A1; GB2559160A; GB201701392D0; AU2018212305A1; NO20191027A1; WO2018139938A1

Abstract

trata-se de um método para proteção de pressão de uma plataforma offshore 14, 16 de uma instalação de óleo e gás, sendo a plataforma offshore 14, 16 conectada a uma fonte de hidrocarbonetos via um duto 18, o método compreendendo: usar um dispositivo de ligação segura 62 no duto 18; em que o dispositivo de ligação segura 62 se encontra submerso e fora da zona de segurança da plataforma 14, 17; proteger a plataforma via um sistema de proteção de pressão de alta integridade submarino (hipps) para a plataforma 14, 16 e/ou o duto 18; e em que o dispositivo de ligação segura 62 é disposto para ativar a liberação de pressão do duto 18 quando a pressão exceder um limiar predefinido que esteja acima da pressão de estado de limite final normal para a plataforma 14, 16.

Description

“PROTEÇÃO DE PRESSÃO PARA UMA PLATAFORMA OFFSHORE” [0001] A presente invenção se refere a um método para proteção de pressão para uma plataforma offshore de uma instalação de óleo e gás e a uma plataforma offshore com um dispositivo de proteção de pressão de acordo com o método.

[0002] É necessário que as plataformas offshore sejam projetadas levando-se em consideração a possibilidade de sobrepressão e/ou de incêndio, dentre outros riscos à segurança, e isso tem relevância particular para as instalações de óleo e gás devido à presença de hidrocarbonetos combustíveis sob pressão potencialmente alta. Embora se tomem medidas para minimizar os riscos, também é necessário levar em consideração eventos como uma possível sobrepressão ou incêndio e os danos que podem ser causados. As plataformas offshore tipicamente incorporam um mecanismo para despressurização de hidrocarbonetos e remoção segura de parte ou de todo o inventário de hidrocarbonetos da plataforma durante um incêndio. Tipicamente, é usado um queimador ou ventilação, especialmente no caso de instalações em que funcionários podem estar presentes de modo permanente (i.e., uma plataforma tripulada) ou temporário durante a manutenção (como com uma plataforma não tripulada). O mesmo mecanismo de despressurização também está disponível para liberar a pressão excessiva no caso de ocorrer uma sobrepressão em dutos conectados à plataforma.

[0003] Observando-se a partir de um primeiro aspecto, a invenção fornece um método para proteção de pressão de uma plataforma offshore de uma instalação de óleo e gás, sendo a plataforma offshore conectada a uma fonte de hidrocarbonetos via um duto, o método compreendendo: usar um dispositivo de ligação segura no duto; em que o dispositivo de ligação segura se encontra submerso e fora da zona de segurança da plataforma; proteger a plataforma via um Sistema de Proteção de Pressão de Alta Integridade submarino (HIPPS) para a plataforma e/ou o duto; e em que o dispositivo de ligação segura é disposto para ativar a liberação de pressão do duto quando a pressão exceder um limiar predefinido que esteja acima da pressão projetada para a plataforma.

[0004] Assim, o método envolve o uso de um recurso de segurança adicionado na

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2/22 forma do dispositivo de ligação segura. Isso protege a plataforma contra pressões excessivas, ao mesmo tempo que permite que a plataforma opere normalmente sem qualquer impedimento ao permitir pressões até pelo menos a pressão projetada da plataforma. Deve-se observar que, nesse contexto, a pressão projetada é um limite de pressão de topside para uso normal da plataforma. A plataforma pode ser capaz de suportar pressões maiores durante um teste (frequentemente denominado pressão de teste) e também em uma emergência, como quando há um acidente ou falha de equipamento (como uma pressão acumulada máxima permitida). O limiar predefinido pode permitir pressões até o estado de limite final para o duto.

[0005] O método do primeiro aspecto tem várias vantagens. O mesmo permite a ausência de outros dispositivos de liberação de pressão de emergência na plataforma em si (como um queimador ou similares). O mesmo também aprimora a segurança da plataforma e permite que soluções de segurança alternativas sejam usadas a bordo da plataforma e equipamento submarino sem qualquer preocupação com a segurança dos funcionários que estão presentes de modo permanente ou temporário na plataforma. Em particular, a plataforma e/ou duto submarino é dotada de um Sistema de Proteção de Pressão de Alta Integridade (HIPPS) como é conhecido na técnica, em que sensores e sistemas controlados por computador agem para manter a segurança sem o uso de despressurização através de uma ligação física segura ou de outro modo. É preferencial que o dispositivo de ligação segura seja uma ligação física segura usando uma estrutura cuidadosamente calibrada que se quebre para liberar a pressão quando a pressão exceder o limiar predefinido. Então, isso resulta em um aprimoramento útil para a proteção de pressão quando a ligação segura é combinada com HIPPS submarino e/ou HIPPS de plataforma, visto que os dois sistemas dependem de dois princípios diferentes de operação.

[0006] O dispositivo de ligação segura libera a pressão do duto quando excede um limiar estabelecido definido com base em uma pressão máxima permitida na plataforma. É preferencial que o dispositivo de ligação segura seja operável apenas para um único uso e/ou para uma intervenção física em que seja necessário substituir e/ou reconfigurar o dispositivo de ligação segura após o mesmo ter sido atuado. O

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3/22 dispositivo de ligação segura é vantajosamente um dispositivo fisicamente acionado, i.e., não dependente de sensores ou atuadores. Qualquer mecanismo ativado por pressão adequado pode ser usado para alcançar isso. Por exemplo, o dispositivo de ligação segura pode ser uma estrutura ou componente no duto que seja projetado para se romper em uma pressão estabelecida, como uma válvula com um pino quebrável que falhe à pressão necessária, um disco de ruptura, ou qualquer outro mecanismo de alívio de pressão física semelhante que possa ser projetado de modo confiável para se ativar no diferencial de pressão necessário entre o duto e o ambiente externo.

[0007] Em um exemplo, o dispositivo de ligação segura compreende um disco de ruptura. O disco de ruptura se quebrará quando o duto pressão exceder o limiar predefinido. Assim, o disco de ruptura pode ser projetado e calibrado com base nos requisitos da plataforma e condições submarinas (p.ex., temperatura, pressão) a fim de se romper à pressão limiar presente.

[0008] O dispositivo de ligação segura pode ser disposto, de modo que o duto ventile para o ambiente quando o dispositivo de ligação segura for acionado. Alternativamente, pode haver sistemas para capturar o conteúdo do duto sem impedir a função de alívio de pressão do dispositivo de ligação segura. Esse último fornece benefícios ambientais, visto que hidrocarbonetos potencialmente prejudiciais não são liberados no ambiente.

[0009] O dispositivo de ligação segura se encontra submerso e fora da zona de segurança da plataforma e pode, por exemplo, estar a 500 m ou mais da plataforma. O método pode incluir usar múltiplos dispositivos de ligação segura a título de redundância e/ou o (ou cada) dispositivo de ligação segura pode compreender múltiplos mecanismos ativados por pressão a título de redundância. Isso pode envolver o uso de vários dispositivos do mesmo tipo, ou o uso de múltiplos tipos diferentes de dispositivo.

[0010] A plataforma é adicionalmente protegida por um HIPPS, que pode ser um HIPPS submarino para o duto e opcionalmente outro equipamento submarino, ou pode ser um HIPPS de plataforma. Como observado acima, há uma vantagem a partir

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4/22 da combinação de um HIPPS e o dispositivo de ligação segura. O uso da ligação segura facilita uma implementação segura de um HIPPS submarino até mesmo para uma plataforma tripulada, ou uma plataforma que normalmente não é tripulada, mas pode ter funcionários presentes para manutenção. Quando tanto um HIPPS quanto um dispositivo de ligação segura estão presentes, então o HIPPS deve agir para controlar a pressão em um nível inferior ao dispositivo de ligação segura, que se ativa em um limiar predefinido que esteja acima da pressão projetada para a plataforma. Assim, o dispositivo de ligação segura fornece uma proteção contra falhas para o HIPPS submarino. Um HIPPS de plataforma também pode estar presente, embora isso possa ser supérfluo, visto que a combinação do HIPPS submarino e do dispositivo de ligação segura terá confiabilidade aceitável para proteger a plataforma ou outra instalação de topside contra pressão acima do ponto de ajuste da ligação segura. Assim, uma combinação de HIPPS submarino e do dispositivo de ligação segura pode proteger completamente a plataforma com pressão de projeto de topside reduzida equivalente, tornando desnecessária a proteção de pressão de topside adicional dessas seções.

[0011] A plataforma offshore pode ser conectada a outra plataforma com o dispositivo de ligação segura agindo para proteger ambas as plataformas. A instalação pode compreender múltiplas plataformas com dispositivos de ligação segura separados para cada plataforma ou dispositivos de ligação segura que agem para proteger várias plataformas de uma vez. A melhor implementação pode depender da disposição particular de uma dada instalação e fatores como o espaçamento entre plataformas e a interconectividade das plataformas.

[0012] O limiar predefinido para ativação do dispositivo de ligação segura pode ser determinado com base em vários fatores incluindo as condições de operação normais para a plataforma, se um HIPPS está presente ou não, limites de pressão no equipamento na plataforma, pressão de fechamento de cabeça de poço e funções de probabilidade em relação à probabilidade de pressão para a instalação e/ou para a plataforma. O limiar predefinido pode estar acima da pressão de operação normal para a plataforma e, desse modo, acima da pressão projetada para a plataforma. O limiar

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5/22 predefinido também pode estar acima do estado de limite final para o duto. Como observado acima, quando um HIPPS submarino ou um HIPPS de plataforma está presente, então o limiar predefinido também seria definido acima de pressões que poderiam ser controladas e contidas de forma segura usando o HIPPS. O limiar predefinido pode estar abaixo da pressão acumulada máxima permitida para a(s) plataforma(s) e/ou abaixo de pressões que causariam falha do equipamento nas plataformas. O mesmo está preferencialmente abaixo da pressão de estado de limite acidental do duto. O limiar predefinido tipicamente seria ajustado para estar em uma faixa relativamente pequena, como uma faixa de 2 MPag (20 barg), e pode, por exemplo, estar na faixa de 30 a 32 MPag (300 a 320 barg), 43 a 45 MPag (430 a 450 barg) ou 52 a 54 MPag (520 a 540 barg) dependendo da especificação para a plataforma e para o duto. Será verificado que o sistema não se limita a qualquer faixa de pressão particular, e a ligação segura pode ser implementada em dutos de pressão superior ou inferior e para plataformas de pressão superior ou inferior.

[0013] Será verificado que o uso do dispositivo de ligação segura reduz ou elimina a necessidade de proteção de pressão de topside adicional, e isso significa que a plataforma pode ser operada sem a necessidade de um dispositivo de despressurização de emergência adicional para alívio de pressão física. Assim, o método pode incluir dispor a plataforma de modo a não haver mecanismo para despressurização de emergência de um inventário de hidrocarbonetos da plataforma no caso de um incêndio ou outra emergência que cause uma sobrepressão.

[0014] A ausência de despressurização, como um queimador, pode reduzir o tamanho da plataforma e, embora a falta de despressurização gere um risco adicional, esse risco é atenuado pelo dispositivo de ligação segura e pode ser adicionalmente atenuado pelo HIPPS opcional.

[0015] Em alguns casos, a plataforma pode não ter mecanismo de despressurização de qualquer tipo, embora às vezes possa ser útil permitir um sistema de ventilação fria para uso na manutenção. Será observado pelos versados nesse campo que pode haver uma capacidade de uma despressurização de baixa velocidade para uso na manutenção (por exemplo, por vários minutos ou horas),

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6/22 embora também não tenha capacidade para despressurização de emergência, que deve ocorrer em alta velocidade com emissão de grandes quantidades de hidrocarbonetos em um curto período de tempo, em segundos, por exemplo. Assim, em métodos de exemplo, vantajosamente não há despressurização de emergência e, assim, pode não haver queimador, em particular pode não haver nenhum queimador a quente e preferencialmente nenhum queimador a frio. Por exemplo pode não haver ventilação fria de grande diâmetro. O método pode, por isso, incluir deixar o equipamento e tubulação à pressão de operação até o dispositivo de ligação segura ser acionado e a pressão ser liberada via o dispositivo de ligação segura (ou até o HIPPS opcional ser acionado) e, assim, a pressão do equipamento e tubulação não é baixada para atmosférica no caso de um incêndio, mas, em vez disso, uma pressão de operação é deixada no sistema. A pressão pode mudar como resultado da operação de outro equipamento, como as válvulas de isolamento discutidas abaixo e/ou um tanque de drenagem ou semelhante. A tubulação na plataforma pode ser isolada dos poços que se encontrem submersos ou em uma estrutura separada e/ou de dutos que tenham grandes inventários de óleo ou gás. Por exemplo, o método pode incluir o uso de válvulas de isolamento em locais apropriados, com essas válvulas de isolamento dispostas para isolar o inventário de hidrocarboneto da plataforma no caso de um incêndio.

[0016] A capacidade de evitar o uso de uma ventilação ou queimador para despressurização na plataforma pode permitir reduções no tamanho da plataforma. Considera-se que haja uma sinergia na combinação do dispositivo de ligação segura proposto com uma plataforma de pequeno porte. Os conveses podem ter um comprimento e/ou largura máximos de menos de 30 m, opcionalmente menos de 25 m e, em alguns exemplos, menos de 20 m. Por exemplo, o(s) maior(es) convés(es) pode(m) ser um quadrado ou retângulo com comprimento e largura de menos de 25 m ou opcionalmente menos de 20 m. A plataforma pode ter cinco conveses ou menos. [0017] A plataforma pode ser uma plataforma não tripulada, por exemplo, uma plataforma de produção não tripulada ou uma plataforma de cabeça de poço não tripulada. Ou seja, pode ser uma plataforma que não tenha funcionários

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7/22 permanentemente e pode apenas ser ocupada para operações particulares como manutenção e/ou instalação de equipamento. A plataforma não tripulada pode ser uma plataforma na qual nenhum funcionário precise estar presente para que a plataforma desempenhe sua função normal, por exemplo, funções cotidianas relacionadas à manipulação de produtos de óleo e/ou gás na plataforma. Há vantagens adicionais na produção de uma plataforma não tripulada tão compacta quanto possível e, assim, uma sinergia entre o método proposto incluindo a ausência de despressurização de emergência e o uso desse método com uma plataforma não tripulada.

[0018] Uma plataforma não tripulada pode ser uma plataforma sem provisão de instalações para que os funcionários permaneçam na plataforma, por exemplo, pode não haver abrigos para os funcionários, nenhuma instalação sanitária, nenhuma água potável e/ou nenhum equipamento de comunicações operado por funcionários. A plataforma não tripulada também pode não incluir heliponto e/ou bote salva-vidas e, vantajosamente, pode ser acessada em uso normal unicamente pelo passadiço ou ponte, por exemplo, via um sistema do tipo Walk to Work (W2W) como discutido abaixo.

[0019] Uma plataforma não tripulada pode, alternativa ou adicionalmente, ser definida com base na quantidade relativa de tempo que é necessário que os funcionários estejam presentes na plataforma durante a operação. Essa quantidade relativa de tempo pode ser definida como horas de manutenção necessárias por ano, por exemplo, e uma plataforma não tripulada pode ser uma plataforma que necessite de menos de 10.000 horas de manutenção por ano, opcionalmente menos de 5.000 horas de manutenção por ano, talvez menos de 3.000 horas de manutenção por ano. Evidentemente, há uma clara inter-relação entre a redução das horas de manutenção necessárias e a minimização de proteção contra incêndio, dentre outras coisas. O método atual é desenvolvido como parte de uma filosofia geral de minimização da quantidade e complexidade do equipamento na plataforma não tripulada, permitindo, desse modo, a plataforma menor e com melhor custo-benefício para uma dada capacidade em termos de fornecimento de uma função na instalação de óleo e gás.

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Quando as reduções no tamanho da plataforma são combinadas com o método proposto, mais ganhos são realizados, visto que o tempo de evacuação é reduzido e, assim, a quantidade de proteção passiva contra incêndio necessária ao método também é reduzida.

[0020] O desenvolvimento de uma plataforma não tripulada é um benefício particular para que as horas de manutenção sejam mantidas em um mínimo, visto que, assim, a necessidade de funcionários na plataforma é minimizada. Portanto, há uma sinergia entre o recurso de uma plataforma não tripulada e a remoção de equipamento como o queimador, como é possibilitado pelo uso do dispositivo de ligação segura proposto. O dispositivo de ligação segura também pode aprimorar outros aspectos de segurança como proteção contra incêndio, visto que pode fornecer um mecanismo para liberação de pressão que se acumula durante um incêndio, e isso pode reduzir a necessidade de proteção contra incêndio em algumas situações. Isso novamente reduz a necessidade de manutenção e permite economias adicionais em termos do tamanho e complexidade do equipamento na plataforma.

[0021] Observando-se a partir de um segundo aspecto, a invenção fornece um sistema de proteção de pressão para uma plataforma de uma instalação offshore de óleo e gás, em que a plataforma é conectada a uma fonte de hidrocarbonetos via um duto, o sistema de proteção de pressão compreendendo: um dispositivo de ligação segura no duto; em que o dispositivo de ligação segura se encontra submerso e fora da zona de segurança da plataforma; um Sistema de Proteção de Pressão de Alta Integridade submarino (HIPPS) na plataforma e/ou no duto para proteger a plataforma; e em que o dispositivo de ligação segura é disposto para ativar a liberação de pressão do duto quando a pressão exceder um limiar predefinido que esteja acima da pressão projetada para a plataforma.

[0022] O sistema desse aspecto pode incluir recursos como discutido acima em conexão com o método do primeiro aspecto.

[0023] O dispositivo de ligação segura pode incluir uma ligação física segura com uma estrutura cuidadosamente projetada que se quebre para liberar a pressão quando a pressão excede o limiar predefinido. É preferencial que o dispositivo de ligação

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9/22 segura seja operável apenas para um único uso e/ou para uma intervenção física em que seja necessário substituir e/ou reconfigurar o dispositivo de ligação segura após o mesmo ter sido atuado. O dispositivo de ligação segura é vantajosamente um dispositivo fisicamente acionado, i.e., não dependente de sensores ou atuadores. Qualquer mecanismo ativado por pressão adequado pode ser usado para alcançar isso. Por exemplo, o dispositivo de ligação segura pode ser uma estrutura ou componente no duto que seja projetado para se romper em uma pressão estabelecida, como uma válvula com um pino quebrável que falhe à pressão necessária, um disco de ruptura, ou qualquer outro mecanismo de alívio de pressão física semelhante que possa ser projetado de modo confiável para se ativar no diferencial de pressão necessário entre o duto e o ambiente externo.

[0024] Em um exemplo, o dispositivo de ligação segura compreende um disco de ruptura. O disco de ruptura se quebrará quando o duto pressão exceder o limiar predefinido. Assim, o disco de ruptura pode ser projetado e calibrado com base nos requisitos da plataforma e condições submarinas (p.ex., temperatura, pressão) a fim de se romper à pressão limiar presente.

[0025] O dispositivo de ligação segura pode ser disposto, de modo que o duto ventile para o ambiente quando o dispositivo de ligação segura for acionado. Alternativamente, pode haver sistemas para capturar o conteúdo do duto sem impedir a função de alívio de pressão do dispositivo de ligação segura. Esse último fornece benefícios ambientais, visto que hidrocarbonetos potencialmente prejudiciais não são liberados no ambiente.

[0026] O dispositivo de ligação segura se encontra submerso e fora da zona de segurança da plataforma e pode, por exemplo, estar a 500 m ou mais da plataforma. O sistema pode compreender múltiplos dispositivos de ligação segura a título de redundância e/ou o (ou cada) dispositivo de ligação segura pode compreender múltiplos mecanismos ativados por pressão a título de redundância. Isso pode envolver o uso de vários dispositivos do mesmo tipo, ou o uso de múltiplos tipos diferentes de dispositivo.

[0027] Em alguns exemplos, a plataforma é adicionalmente protegida por um

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HIPPS submarino ou um HIPPS de plataforma. O uso da ligação segura facilita uma implementação segura de um HIPPS até mesmo para uma plataforma tripulada, ou uma plataforma que normalmente não é tripulada, mas pode ter funcionários presentes para manutenção. Quando tanto um HIPPS quanto um dispositivo de ligação segura estão presentes, o HIPPS deve atuar para controlar a pressão em um nível inferior ao dispositivo de ligação segura.

[0028] A plataforma offshore pode ser conectada a outra plataforma com o dispositivo de ligação segura agindo para proteger ambas as plataformas. A instalação pode compreender múltiplas plataformas com dispositivos de ligação segura separados para cada plataforma ou dispositivos de ligação segura que agem para proteger várias plataformas de uma vez.

[0029] O limiar predefinido para ativação do dispositivo de ligação segura pode ser determinado com base em vários fatores como discutido acima.

[0030] A invenção se estende a uma plataforma offshore combinada com o sistema de proteção de pressão. A plataforma pode incluir equipamento e tubulação associados à instalação de óleo e gás; um inventário de hidrocarbonetos incluindo hidrocarbonetos no equipamento e tubulação; e nenhum mecanismo para despressurização de emergência de um inventário de hidrocarbonetos da plataforma. [0031] Essa plataforma pode ter recursos de acordo com a discussão acima em conexão com o primeiro aspecto da invenção e seus recursos opcionais. A plataforma pode ser disposta de modo que o equipamento e tubulação sejam deixados em pressão de operação no caso de um incêndio até o dispositivo de ligação segura (ou HIPPS) ser acionado. A tubulação na plataforma pode ser isolada dos poços que se encontrem submersos ou em uma estrutura separada e/ou de dutos que tenham grandes inventários de óleo ou gás. Por exemplo, válvulas de isolamento podem estar presentes em locais apropriados, com essas válvulas de isolamento dispostas para isolar o inventário de hidrocarboneto da plataforma no caso de um incêndio.

[0032] O sistema de proteção de pressão pode ser for uma plataforma não tripulada, e quando a plataforma está incluída, essa pode ser uma plataforma não tripulada, como uma plataforma não tripulada como definido acima. Pode não haver

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11/22 abrigos para os funcionários, nenhuma instalação sanitária, nenhuma água potável e/ou nenhum equipamento de comunicações operado por funcionários. A plataforma não tripulada também pode não incluir heliponto e/ou bote salva-vidas e, vantajosamente, pode ser acessada em uso normal unicamente por um passadiço ou uma ponte, por exemplo, via um sistema do tipo Walk to Work (W2W) como discutido acima. A plataforma pode, assim, incluir um passadiço e/ou uma ponte para conectar a plataforma a uma embarcação e/ou outra plataforma.

[0033] Certas modalidades da presente invenção serão agora descritas em mais detalhes apenas a título de exemplo e com referência aos desenhos anexos, nos quais:

[0034] As Figuras 1 e 2 são diagramas esquemáticos que mostram o layout de um desenvolvimento de campo offshore;

[0035] A Figura 3 é uma vista em perspectiva de um modelo 3D de uma plataforma de exemplo com um topside com giro de 45^s em relação à jaqueta; e [0036] A Figura 4 é uma elevação de outra plataforma de exemplo quando vista a partir do norte.

[0037] O seguinte é descrito no contexto de um possível desenvolvimento de campo 10. Um sistema submarino de produção de 6 slots (SPS) 12 é proposto em um primeiro local remoto, A. A aproximadamente 12 km, dentro de um segundo local remoto, B, é proposta a Plataforma de Cabeça de Poço Não Tripulada (UWP) 14 e uma Plataforma de Processamento Não Tripulada (UPP) 16.

[0038] A distância entre o local remoto A e o local remoto B é aproximadamente 12 km, enquanto a distância do local remoto B até o ponto de conexão em um duto matriz é aproximadamente 34 km. Uma ilustração esquemática dos sistemas de dutos é mostrada nas Figuras 1 e 2. A profundidade da água tanto no local remoto A quanto no local remoto B e na área matriz está na faixa de 100 a 110 metros, e a batimetria do leito do mar em geral é plana sem maiores características ou erupções.

[0039] O óleo, o gás e a água do reservatório do local remoto A são produzidos para o SPS 12. O fluido de poço é transportado através de um duto pipe-in-pipe isolado e rastreado por calor 18 para o local remoto Β. A instalação de topside e

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12/22 submarina da UPP 16 no local remoto B é protegida da alta pressão de fechamento de poço por um sistema de proteção de pressão de alta integridade submarino (HIPPS) 20, bem como por um sistema HIPPS adicional que está a bordo da UPP 16. [0040] O óleo, o gás e a água do reservatório do local remoto A são produzidos para a UWP 14. A instalação de topside e submarina de UPP 16 é adicionalmente protegida da alta pressão de fechamento de poço por um sistema HIPPS de topside 22 na UWP 14.

[0041] A fim de garantir que a UPP 16 forneça um alto grau de segurança em situações de sobrepressão, em particular por períodos em que há funcionários a bordo para manutenção, um dispositivo de ligação segura 62 é usado para fornecer proteção de pressão aprimorada. A função do dispositivo de ligação segura 62 é liberar a pressão do duto 18 quando exceder um limiar estabelecido definido com base em uma pressão máxima permitida na plataforma. Como mostrado nas Figuras 1 e 2, o dispositivo de ligação segura 62 se encontra no duto 18 antes da UPP 16 e UWP 14 e fora da zona de segurança para as duas plataformas 14, 16. Por exemplo o dispositivo de ligação segura 62 pode estar a 500 m ou mais das plataformas 14, 16. Assim o dispositivo de ligação segura 62, nesse exemplo, age para proteger ambas as plataformas. Será observado que o dispositivo de ligação segura 62 pode estar localizado diferentemente e pode ser disposto para proteger apenas a UPP 16, ou apenas a UWP 14, ou pode haver dispositivos de ligação segura separados 62 para cada plataforma 14, 16. A melhor implementação dependerá dos recursos de uma instalação particular e do local relativo de cara plataforma e de suas zonas de segurança.

[0042] O dispositivo de ligação segura 62 é uma estrutura no duto 18 que se quebrará ou, de outro modo, abrirá para liberar a pressão do duto 18 quando exceder um limiar estabelecido definido com base em uma pressão máxima permitida na plataforma. O limiar de pressão dentro do duto 18 para ativação do dispositivo de ligação segura 62 pode ser como discutido abaixo. Deve-se observar que, em geral, um diferencial de pressão local é necessário para quebrar o dispositivo de ligação segura 62. Portanto, quando se projeta o dispositivo de ligação segura 6, a pressão

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13/22 máxima permitida para o duto precisa ser considerada com referência à pressão externa no local do dispositivo de ligação segura 62, bem como considerar também as temperaturas esperadas com referência às propriedades materiais do dispositivo 62. O diferencial de pressão esperado é o que define os parâmetros de projeto para o dispositivo de ligação segura 62.

[0043] A pressão máxima permitida na plataforma nesse contexto estará acima da pressão de operação normal para a UWP 14 e para a UPP 16, i.e., acima da pressão projetada da plataforma. Essa pressão máxima também pode estar acima do estado de limite final para o duto, mas pode ser inferior à mesma em algumas circunstâncias. Em geral, também estaria estabelecida acima de pressões que podem ser controladas e contidas de modo seguro usando o HIPPS submarino, HIPPS UPP e HIPPS UWP. A mesma está tipicamente abaixo da pressão acumulada máxima permitida para a(s) plataforma(s) e, por isso, abaixo de pressões que causariam falha do equipamento nas plataformas. Também podería estar abaixo da pressão de estado de limite acidental para o duto. Adicionalmente, às vezes a mesma pode ser estabelecida abaixo de pressões que causariam danos ao equipamento sem falha do equipamento, de modo que o equipamento nas plataformas podería ser usado novamente com inspeção e/ou testagem mínima em situações nas quais o dispositivo de ligação segura 62 foi acionado e a instalação é posteriormente reiniciada.

[0044] Será compreendido que vários projetos podem ser aplicados para alcançar a funcionalidade necessária. O dispositivo de ligação segura 62 é vantajosamente um dispositivo fisicamente acionado, i.e., não dependente de sensores ou atuadores. Isso aprimora o HIPPS existente visto que significa que o sistema de proteção de pressão mais amplo, formado pela combinação do HIPPS e do dispositivo de ligação segura 62, usa dois mecanismos distintos para liberação de pressão, um puramente físico e um com sensores e controle eletrônico. Assim, o dispositivo de ligação segura 62 pode ser uma estrutura no duto que seja projetada para se romper em uma pressão estabelecida, como uma válvula com um pino quebrável que falhe à pressão necessária, um disco de ruptura, ou qualquer outro mecanismo de alívio de pressão física semelhante que possa ser projetado de modo confiável para se ativar no

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14/22 diferencial de pressão necessário entre o duto e o ambiente externo.

[0045] Nesse exemplo, o dispositivo de ligação segura 62 compreende um disco de ruptura que é projetado e calibrado com base nos requisitos da plataforma e condições submarinas (p.ex., temperatura, pressão) a fim de se romper à pressão limiar. Esse disco de ruptura geralmente pode ser de projeto semelhante aos discos de ruptura conhecidos que foram usados em instalações de topside. O dispositivo de ligação segura 62 pode ser disposto, de modo que o duto 18 ventile para o ambiente quando o dispositivo de ligação segura 62 for acionado. Alternativamente, pode haver sistemas para capturar o conteúdo do duto 18 sem impedir o alívio de pressão, como um tanque com uma disposição adequada de válvulas de boia para permitir a captura de hidrocarbonetos para encher o tanque à medida que a água do mar sai do tanque. [0046] Como observado acima, a pressão máxima de duto para ativação do dispositivo de ligação segura 62 é estabelecida com base na pressão que pode ser permitida na plataforma, bem como nas condições submarinas no local do dispositivo 62. No exemplo atual, quando o dispositivo de ligação segura 62 é usado em combinação com um HIPPS submarino, é importante compreender a diferença entre a condição de Estado de Limite Final (ULS) e a condição de Estado de Limite Acidental (ALS) para um sistema de duto com um HIPPS, e a contribuição de segurança adicional do dispositivo de ligação segura 62.

[0047] Um exemplo; com base nos seguintes parâmetros de pressão presumidos:

• Pressão de fechamento de cabeça de poço WHSIP = 70 MPag (700 barg) (no fundo do mar) • Pressão Incidental com HIPPS IP = 40 MPag (400 barg) (definida pelos pontos de ajuste de HIPPS) • Pressão de Falha de Ligação Segura SLFP = 43 a 45 MPag (430 a

450 barg) [0048] A WHSIP é a pressão máxima à qual o sistema de duto (i.e., duto e riser incluindo componentes anexos) pode ser exposta, e sem um Sistema de Proteção de Pressão de Alta Integridade, essa é a pressão para a qual o sistema de duto precisa ser projetado. Em geral, o projeto é baseado na pressão incidental, que é definida com

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15/22 uma probabilidade anual de menos de 10^-2 (valor de 100 anos), e a pressão incidental é usada como entrada para verificação da condição de Estado de Limite Final (ULS). Contudo, para o caso com um HIPPS, é preciso verificar um cenário adicional, i.e., falha de HIPPS. O cenário de falha de HIPPS deve ter baixa probabilidade (definida pelos requisitos de confiabilidade especificados para o HIPPS), tipicamente da ordem de 10’⁵ - 10’⁴, e pode ser verificado com base em uma condição de estado de limite acidental (ALS). Consequentemente, há uma diferença no projeto de um sistema de duto com um HIPPS e sem um HIPPS, conforme apresentado abaixo:

[0049] Projeto de falha de rompimento sem um HIPPS (sistema de duto totalmente avaliado):

•IP = WHSIP = 70 MPag (700 barg), e verificado de acordo com uma condição de ULS.

Projeto de falha de rompimento com HIPPS:

•IP = 40 MPag (400 barg), verificado como condição de ULS.

•SLFP = 45 MPag (450 barg), verificado como condição de ALS [0050] O uso de um HIPPS mudará a função de densidade de probabilidade de pressão para o duto, o que resulta, então, nas diferenças de critérios de projeto. Com o exemplo acima incluindo HIPPS, o dispositivo de ligação segura 62 seria disposto para liberar o duto pressão se o mesmo alcançasse 45 MPag (450 barg) e, na prática, isso podería gerar uma pressão de duto máxima permitida na faixa de 43 a 45 MPag (430 a 450 barg) como observado acima. Assim, o elemento de quebra do dispositivo de ligação segura 62, que pode ser um disco de ruptura como apresentado acima, seria projetado para se quebrar quando a pressão alcançasse essa faixa, levando em consideração as condições de temperatura e pressão no local do dispositivo de ligação segura 62.

[0051] O dispositivo de ligação segura 62 se encontraria fora da zona de segurança da plataforma. O dispositivo de ligação segura 62 pode incluir múltiplos sistemas de alívio de pressão paralelos como ter múltiplos discos de ruptura semelhantes. Dessa maneira, há redundância no projeto do dispositivo de ligação segura 62. Por exemplo, se um disco de ruptura estiver degradado ou danificado, o

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16/22 dispositivo de ligação segura 62 ainda deve operar para liberar a sobrepressão via outro dos múltiplos discos de ruptura. Por razões semelhantes, pode-se decidir instalar múltiplos dispositivos de ligação segura 62.

[0052] A injeção de água para sustentação de pressão é planejada para os reservatórios tanto do local remoto A quanto do local remoto B via respectivos dutos de injeção de água 24, 26.

[0053] O fluido produzido a partir do local remoto A e do local remoto B é misturado a montante de um separador submarino 30. O separador submarino 30 é um separador de três fases operando a aproximadamente 4 MPa (40 bar) inicialmente. A temperatura no separador 30 é alta (90 °C) e se espera uma boa separação.

[0054] O óleo e a água que eixam o separador 30 são medidos por um medidor de fluxo multifásico 32 e exportados para uma matriz 34. A pressão recebida na matriz 34 será mantida à mesma pressão do separador submarino 30 para evitar fluxo multifásico e intermitente no duto de exportação ou aquecedor de entrada na matriz 34. O óleo é apenas parcialmente estabilizado no separador submarino 30, e a estabilização adicional para a especificação de exportação de duto é presumida na matriz 34.

[0055] O separador submarino 30 e as bombas (não mostradas) são fornecidos como um separador submarino e estação auxiliar (SSBS) 29, que se encontram o mais próximo possível da UPP 16 para minimizar a condensação e as armadilhas de líquido na tubulação de gás do separador 30 para a UPP 16.

[0056] Um umbilical 50 conecta a UPP 16 à matriz 34. O umbilical fornece controle remoto das operações da UPP 16, bem como das operações do SPS 12, UWP 14 e SSBS 29 via umbilicais secundários 52, 54, 56. Os umbilicais secundários 52, 54, 56 também suprem quaisquer produtos químicos e potência necessários da UPP 16 para o SPS 12, UWP 14 e SSBS 29.

[0057] O gás a 4 MPa (40 bar) é entregue do separador 30 para o resfriador de entrada de topside 36 da UPP 16 através de um riser exclusivo 38. O resfriador de entrada 36 compreende uma carcaça resfriada com água do mar e trocador de calor de tubo. Injeta-se TEG no gás para inibição de hidrato antes do resfriamento do gás

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17/22 até 20 °C na carcaça resfriada com água do mar e resfriador interestágio de tubo 36. [0058] Hidrocarbonetos e água condensados são removidos em um depurador a jusante 37. O líquido do depurador 37 flui por gravitação de volta para o separador submarino 30 através de um riser exclusivo 40.

[0059] O gás do depurador 37 é, então, comprimido a cerca de 8 MPa (80 bar) em um compressor de primeiro estágio com uma temperatura de descarga de cerca de 80 °C. A temperatura deve idealmente ser o mais baixa possível para reduzir a quantidade de glicol necessária para desidratação.

[0060] A pressão máxima cricondenbar do gás de exportação é 11 MPag (110 barg). A cricondenbar é a pressão abaixo da qual nenhum líquido será formado independentemente da temperatura. A cricondenbar é uma propriedade do gás. A cricondenbar é determinada pelas condições no depurador de entrada 37.

[0061] A pressão no depurador 37 é determinada pela pressão no separador submarino 30. A pressão baixa no separador 30 reduzirá o gás instantâneo no óleo de exportação e é, em algum ponto no tempo, necessário para realizar os perfis de produção. O trabalho de compressão necessário e consumo de energia, contudo, aumentarão com uma pressão inferior. O separador 30 operará em cerca de 4 MPa (40 bar) inicialmente, e a pressão será reduzida para 3 MPa (30 bar) ou até menos no fim do tempo de vida.

[0062] O projeto da UPP 16 selecionado facilita o processamento de óleo e gás não assistido no local remoto B. Uma combinação de processamento submarino e processamento de topside na UPP 16 pode maximizar a operabilidade e minimizar o gasto operacional e de capital.

[0063] A UPP 16 tem uma configuração de jaqueta de aço. A jaqueta 46 é quadrada com um espaçamento de 14 metros entre as colunas de sustentação 114. A orientação da jaqueta é girada em 45^s em relação ao norte da plataforma para otimizar o peso versus tamanho para o topside 48, de modo que os conveses do topside 48 estejam a 45^s em relação ao quadrado da jaqueta 46, como mostrado na Figura 3. A título de exemplo, um layout possível de UPP é mostrado em elevação na Figura 4, em que o topside inclui um convés de subestrutura 102, convés de válvula

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18/22 de parada de emergência (ESDV) 104, convés de antepoço 106, convés de mezanino de antepoço 108, convés de processo 110 e convés descoberto 112 respectivamente. [0064] A UPP 16 usa uma jaqueta de quatro pernas simetricamente cravada com estacas 46 para sustentar o topside 48. O topside 48 tem 19,8 m x 19,8 m ao longo do alcance estrutural principal e sua orientação é girada em comparação com a jaqueta 46.

[0065] Os umbilicais serão puxados para a plataforma 48 com um guincho localizado no convés descoberto 112 e um espaço reservado e slot de umbilical são fornecidos para essa atividade no centro da plataforma 48. O espaço reservado e slot podem ser usados com outros propósitos nas áreas de convés modular uma vez que a operação de puxar esteja concluída.

[0066] O SSBS 29 se encontra no leito do mar dentro da jaqueta 46. Um separador submarino 30 é usado em vez de uma solução de topside na UPP 16 visto que uma solução de topside precisaria de um nível adicional na UPP 16 devido aos requisitos de peso e tamanho.

[0067] O separador 30 é baseado em um projeto simétrico com uma disposição de entrada de topo central e disposições de saída de topo nas duas extremidades combinadas com ciclones para polimento a gás. De modo semelhante, as saídas de óleo e água estão na parte de fundo dentro e fora das respectivas placas defletoras. A operação do separador submarino 30 é desempenhada usando vários circuitos de controle distintos.

[0068] Os níveis no separador 30 são medidos por um sistema de detector de nível de perfilador. O controle do nível de água ajustará a velocidade da bomba de injeção de água, e o nível de óleo ajustará a velocidade da bomba de exportação. A pressão no separador submarino 30 é ajustada pela velocidade do compressor de 1^s estágio (controle de pressão de sucção). Os circuitos de controle serão fechados na matriz 34 usando cabos de fibra óptica nos umbilicais 50, 56.

[0069] A plataforma 14, 16 deve ser orientada com base na direção predominante do vento. Por exemplo, com o vento predominante definido como de norte para sul e oeste para leste, o equipamento de processo deve estar localizado no lado leste e

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19/22 sudeste da plataforma para permitir boa ventilação natural.

[0070] Como observado acima, o layout da plataforma vantajosamente usa um topside girado 48 como mostrado na Figura 3, com os conveses do topside 102, 104, 106,108,110,112 desviados a 45^s em relação à jaqueta 46. Nesse caso, os conveses do topside 102,104,106,108,110,112 podem ser orientados com os pontos cardeais, de modo que os lados dos conveses quadrados 102, 104, 106, 108, 110, 112 fiquem voltados para o norte, sul, leste e oeste, e a jaqueta 46 seja girada a 45^s em relação a isso, de modo que os cantos da jaqueta 46 fiquem voltados para o norte, sul, leste e oeste.

[0071 ] O convés de subestrutura 102 se encontra em uma elevação de 20 m acima do nível do mar. O convés de subestrutura 102 será dotado de três patamares de funcionários 122 localizados no canto norte de a jaqueta 46 quando a Embarcação de Operação de Serviço (SOV) se encontrar no lado norte e leste da UPP 16, e no canto oeste da jaqueta 46 quando a SOV se encontrar no lado oeste da UPP 16. Para o patamar de funcionários 122, no canto norte, uma área de agrupamento é definida. A área de agrupamento pode se encontrar abaixo do módulo e próximo à escadaria norte para os conveses acima.

[0072] É provável que o lado preferido para uma SOV seja o lado leste da UPP 16 devido à direção predominante do vento. Por essa razão, uma área de estaleiro 128 para manipulação de material se encontra desse lado. A área de estaleiro 128 tem 8 x 5 m. São fornecidas escadas da área de estaleiro 128 até o convés de ESDV 104. São fornecidas rotas de acesso e de fuga entre os patamares de funcionários e a área de estaleiro 128.

[0073] A disposição para pendurar dutos e risers que necessita de flexão 3D ou 5D estará localizada no convés de subestrutura 102. Além disso, é provável que o umbilical e os cabos de energia sejam pendurados nesse nível e encaminhados diretamente até os painéis de terminação.

[0074] O convés de ESDV 104 se encontra 4 m acima do convés de subestrutura 102. A tubulação que entra na UPP 16 proveniente do fundo do mar é encaminhada para dentro da estrutura da jaqueta 46. Para a tubulação com uma válvula de ESD, a

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20/22 válvula de ESD deve estar localizada no convés de ESDV 104. A especificação do duto será terminada na válvula de ESD. A tubulação incluindo a válvula de ESD deve ser projetada de acordo com a tubulação de Processo de código de projeto ASME B31.3. As válvulas de ESD para a exportação de gás de 40,64 cm (16”) e a linha de processo de 40,64 cm (16”) proveniente do separador submarino serão as maiores válvulas nesse convés 104, e as válvulas provavelmente definirão a altura do convés até a disposição para manipulação de material. Gabinetes de terminação para o umbilical (TUTU) estarão localizados nesse convés 104, no norte e próximo ao slot de Umbilical. Duas bombas de água do mar incluindo filtros e skids hidráulicos estarão localizados no lado oeste desse convés junto com uma área de empilhamento para a bomba de elevação de água do mar.

[0075] Um tanque de drenagem aberto removível e temporário se encontra na área de estaleiro da ESDV 130. A área de estaleiro 130 é dimensionada (5 x 2,5 m) para permitir manipulação de material quando o tanque de drenagem estiver na área de estaleiro 130. O operador de guindaste terá visão direta e boa acessibilidade com o guindaste do convés descoberto 132.

[0076] O convés de antepoço 106 se encontra 6 m acima do convés de ESDV 104. O acesso ao convés de antepoço 106 é através de uma escada no lado norte a partir do convés de processo 110 acima e do convés de ESDV 104 abaixo. A escada está em conexão com a área de estaleiro do convés de antepoço 130. A escada sul a partir da área de cima e de baixo chegará próximo à ponte. De uma área de estaleiro norte até uma ponte 136 no lado sul se encontra uma rota de fuga principal que conecta as escadarias através dos conveses da plataforma 102, 104, 106, 108, 110, 112. A ponte 136 tem 75 m de comprimento e ligará a UPP 16 à UWP 14.

[0077] O convés de mezanino do convés de antepoço 108 se encontra 4,6 m acima do convés de antepoço 106 nesse exemplo. O acesso ao convés abaixo e ao convés acima se dá pela escadaria norte e sul, além da escada sul interna. Uma sala de instrumentos local com ventilação natural se encontra na parte sul desse convés de mezanino 108. O acesso pode ser fornecido a partir de uma escada na extremidade sul ou através da escada no canto nordeste da sala.

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21/22 [0078] Acima do convés de antepoço 106 e do mezanino do convés de antepoço 108 se encontra um convés de processo 110. Nesse exemplo, o convés de processo 110 se encontra 9 m acima do convés de antepoço 106. O acesso ao convés abaixo se dá pela escadaria norte e sul. O acesso ao convés descoberto 112 se dá no lado leste e oeste.

[0079] O convés descoberto 112 se encontra 8 m acima do convés de processo 110 nesse exemplo. A partir desse convés, as possibilidades de acesso e fuga se dão através da escadaria no lado leste e oeste da instalação e para baixo até o convés de antepoço 106. O equipamento principal no convés descoberto 112 é um trocador de calor de intercooler e trocadores de calor de gás de entrada. Trocadores de calor duplos serão empilhados um no topo do outro na área do convés sudoeste. Pode ser necessário um pacote com bomba e tanques químicos até o fornecimento de produtos químicos do OFC através do umbilical.

[0080] A torre de ventilação 142 se encontra no canto sudeste devido à direção predominante do vento e para estar próximo do equipamento de processo para o encaminhamento de tubos mais curto possível. Válvulas de alívio para a linha de ventilação se encontrarão próximo à torre de ventilação 142. Nesse exemplo, o tamanho da torre é 1,5 x 1,5 x 10 m. A torre de ventilação 142 é usada para ventilação fria durante certos procedimentos, e não é usada para despressurização de emergência no caso de um incêndio ou outra emergência. A torre de ventilação 142 pode ser usada para alívio de pressão de gás metano através da ventilação fria 142 durante os testes de barreira e operações de manutenção que necessitem de alívio de pressão. Será entendido que não há queimador para essa plataforma 16, o que é uma diferença significativa em relação à disposição convencional. No caso de um incêndio, não há despressurização de emergência na plataforma e, em vez disso, a tubulação e o equipamento na plataforma 16 são isolados dos poços e maiores volumes de hidrocarbonetos na tubulação externa conectada por válvulas e, então, deixados em pressão de operação. A pressão será liberada pelo dispositivo de ligação segura 62 caso se exceda a pressão de rompimento do dispositivo de ligação segura 62, e o HIPPS para a UPP 16 também pode agir para controlar a pressão em algumas

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22/22 circunstâncias. Como discutido acima, isso gera um risco adicional em relação à intensificação do incêndio, mas o risco pode ser administrado ao restringir o tamanho da plataforma 16 e, assim, minimizar o tempo de evacuação, e também ao adicionar proteção passiva contra incêndio como descrito abaixo.

[0081] O guindaste de plataforma 132 está localizado no canto nordeste para ter bom acesso a todas as áreas de estaleiro 128, 130 fornecidas nos vários conveses abaixo. O mesmo tem um alcance de 18 m, e o acesso às áreas de estaleiro 128,130, bem como à SOV, é auxiliado pela disposição girada do topside da plataforma 16.

[0082] Os bens elevados pela SOV até a área de estaleiro do convés de subestrutura 128 podem ser recolhidos pelo guindaste da plataforma 132 e movidos para uma área de estaleiro local 130. Uma área no convés descoberto 112 pode ser reservada para pouso de helicóptero, embora seja entendido que o projeto da plataforma não permite um heliponto.

[0083] Será entendido que o layout exato para as plataformas em termos dos conveses que estão presentes e o equipamento que é usado pode variar. O layout da instalação também pode variar. A invenção é conforme definida pelas reivindicações e a discussão acima é um exemplo de uma implementação de um dispositivo de ligação segura 62.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para proteção de pressão de uma plataforma offshore de uma instalação de óleo e gás, sendo a plataforma offshore conectada a uma fonte de hidrocarbonetos via um duto, o método sendo caracterizado pelo fato de que compreende:

usar um dispositivo de ligação segura no duto;

em que o dispositivo de ligação segura se encontra submerso e fora da zona de segurança da plataforma;

proteger a plataforma via um Sistema de Proteção de Pressão de Alta Integridade submarino (HIPPS) para a plataforma 14, 16 e/ou o duto 18; e em que o dispositivo de ligação segura é disposto para ativar a liberação de pressão do duto quando a pressão exceder um limiar predefinido que esteja acima da pressão projetada para a plataforma.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o HIPPS é disposto para controlar a pressão em um nível inferior ao limiar predefinido para ativação do dispositivo de ligação segura.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que o limiar predefinido está acima da pressão de operação normal para a plataforma e acima da pressão de estado de limite final para o duto.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1,2 ou 3, caracterizado pelo fato de que o limiar predefinido está abaixo da pressão acumulada máxima permitida para as plataformas e/ou abaixo da pressão de estado de limite acidental para o duto.
5. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de ligação segura é um dispositivo fisicamente acionado incluindo pelo menos um dentre: uma estrutura no duto que é projetada para se romper em uma pressão estabelecida, uma válvula com um pino quebrável que falhará à pressão necessária, ou um disco de ruptura.
6. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de ligação segura compreende um disco de ruptura que se quebrará e liberará a pressão do duto quando o duto pressão

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2/4 exceder o limiar predefinido.
7. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de ligação segura está a 500 m ou mais da plataforma.
8. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que compreende usar múltiplos dispositivos de ligação segura a título de redundância e/ou em que o dispositivo de ligação segura compreende múltiplos mecanismos ativados por pressão a título de redundância.
9. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o limiar predefinido está na faixa de 43 a 45 MPag (430 a 450 barg).
10. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que compreende dispor a plataforma de modo que não haja mecanismo para despressurização de emergência de um inventário de hidrocarbonetos da plataforma no caso de um incêndio ou outra emergência que cause uma sobrepressão.
11. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que a plataforma é uma plataforma não tripulada sem funcionários permanentes.
12. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que a plataforma é uma plataforma não tripulada e não tem provisão de instalações para que os funcionários permaneçam na plataforma, por exemplo, pode não haver abrigos para os funcionários, nenhuma instalação sanitária, nenhuma água potável, nenhum equipamento de comunicações operado por funcionários, nenhum heliponto e/ou nenhum bote salva-vidas.
13. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que a plataforma é uma plataforma não tripulada e precisa que os funcionários estejam presentes por menos de 10.000 horas de manutenção por ano.
14. Sistema de proteção de pressão para uma plataforma de uma

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3/4 instalação offshore de óleo e gás, em que a plataforma é conectada a uma fonte de hidrocarbonetos via um duto, sendo que o sistema de proteção de pressão é caracterizado pelo fato de que compreende:

um dispositivo de ligação segura no duto;

em que o dispositivo de ligação segura se encontra submerso e fora da zona de segurança da plataforma;

um Sistema de Proteção de Pressão de Alta Integridade submarino (HIPPS) na plataforma e/ou no duto para proteger a plataforma; e em que o dispositivo de ligação segura é disposto para ativar a liberação de pressão do duto quando a pressão exceder um limiar predefinido que esteja acima da pressão projetada para a plataforma.
15.Sistema de proteção de pressão, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que o HIPPS é disposto para controlar a pressão em um nível inferior ao limiar predefinido para ativação do dispositivo de ligação segura.
16.Sistema de proteção de pressão, de acordo com a reivindicação 14 ou 15, caracterizado pelo fato de que o limiar predefinido está acima da pressão de operação normal para a plataforma e acima da pressão de estado de limite final para o duto.
17.Sistema de proteção de pressão, de acordo com a reivindicação 14, 15 ou 16, caracterizado pelo fato de que o limiar predefinido está abaixo da pressão acumulada máxima permitida para as plataformas e/ou abaixo da pressão de estado de limite acidental para o duto.
18.Sistema de proteção de pressão, de acordo com qualquer uma das reivindicações 14 a 17, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de ligação segura é um dispositivo fisicamente acionado incluindo pelo menos um dentre: uma estrutura no duto que é projetada para se romper em uma pressão estabelecida, uma válvula com um pino quebrável que falhará à pressão necessária, ou um disco de ruptura.
19.Sistema de proteção de pressão, de acordo com qualquer uma das reivindicações 14 a 18, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de ligação segura compreende um disco de ruptura que se quebrará e liberará a pressão do duto quando

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4/4 o duto pressão exceder o limiar predefinido.
20.Sistema de proteção de pressão, de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 a 19, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de ligação segura está localizado a 500 m ou mais da plataforma.
21.Sistema de proteção de pressão, de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 a 20, caracterizado pelo fato de que compreende múltiplos dispositivos de ligação segura a título de redundância e/ou em que o dispositivo de ligação segura compreende múltiplos mecanismos ativados por pressão a título de redundância.
22. Sistema de proteção de pressão, de acordo com qualquer uma das reivindicações 14 a 21, caracterizado pelo fato de que o limiar predefinido está na faixa de 43 a 45 MPag (430 a 450 barg).
23. Sistema de proteção de pressão, de acordo com qualquer uma das reivindicações 14 a 22, caracterizado pelo fato de que a plataforma não tem mecanismo para despressurização de emergência de um inventário de hidrocarbonetos da plataforma no caso de um incêndio ou outra emergência que cause uma sobrepressão.
24. Plataforma como definida em qualquer uma das reivindicações 14 a 23, caracterizada pelo fato de que é uma plataforma não tripulada sem funcionários permanentes, em que a plataforma não tripulada não tem provisão de instalações para que os funcionários permaneçam na plataforma, por exemplo, pode não haver abrigos para os funcionários, nenhuma instalação sanitária, nenhuma água potável, nenhum equipamento de comunicações operado por funcionários, nenhum heliponto e/ou nenhum bote salva-vidas; e/ou em que a plataforma não tripulada é disposta de modo que seja necessário que os funcionários estejam presentes por menos de 10.000 horas de manutenção por ano.