BR112019015018A2

BR112019015018A2 - Unidade offshore de processamento de hidrocarboneto e método de operação

Info

Publication number: BR112019015018A2
Application number: BR112019015018-8A
Authority: BR
Inventors: Samuelsberg Arild; Haukelisæter Eidesen Bjørgulf; Gotaas Johnsen Cecilie; Ravndal Ola
Original assignee: Equinor Energy As
Priority date: 2017-01-26
Filing date: 2018-01-26
Publication date: 2020-03-10
Also published as: CA3051050A1; GB201801339D0; MX2019008636A; US20190360319A1; NO20191026A1; WO2018139939A1; AU2018212306A1; GB2561056B; GB2561056A

Abstract

uma unidade offshore de processamento de hidrocarboneto(2) compreende uma estrutura flutuante offshore (8) e um convés submerso de riser flutuante (10). o convés submerso de riser flutuante é operativamente conectado a um riser de hidrocarboneto submarino (12). o equipamento de processamento de hidrocarboneto (26) é disposto no convés submerso de riser flutuante. a estrutura flutuante offshore (8) pode ser conectada ao convés submerso de riser flutuante (10) usando um riser (16) que pode ser desconectado em caso de condições climáticas inclementes.

Description

“UNIDADE OFFSHORE DE PROCESSAMENTO DE HIDROCARBONETO

E MÉTODO DE OPERAÇÃO” [0001] A presente invenção refere-se a uma unidade offshore de processamento de hidrocarboneto.

[0002] Uma fonte principal de hidrocarbonetos está em poços de petróleo offshore localizados no leito do mar. As instalações no leito do mar têm risers através dos quais os hidrocarbonetos podem fluir em direção a uma instalação na superfície, que é uma instalação fixa ou flutuante, na ou próxima à superfície do mar.

[0003] Na instalação na superfície, os hidrocarbonetos são processados, por exemplo, separando-se gás natural de hidrocarbonetos líquidos e, muitas vezes, comprimindo o gás natural em um estado liquefeito. Esses produtos podem ser, então, transferidos da instalação na superfície para navios-tanques ou outras embarcações flutuantes, para subsequente transporte para a terra.

[0004] Outra possibilidade é que alguns produtos sejam processados no leito do mar e possam ser levados em tubos via um duto até a terra, sem a necessidade de fluir através de um riser para a superfície do mar. Um problema em relação a isso é que o leito do mar é muitas vezes 2-3 km abaixo da superfície da água. Isso significa que é complicado efetuar o trabalho de manutenção na instalação no leito do mar, particularmente a manutenção do equipamento de processamento no leito do mar.

[0005] Outro problema é que as condições de superfície offshore são mais extremas em termos de clima, água e gelo. Por exemplo, ventos fortes, precipitação, furacões, monções, icebergs, ondas e blocos de gelo e outras condições adversas podem causar desagregação e danos ao riser próximo à superfície do mar.

[0006] De acordo com um primeiro aspecto da presente invenção, é provida uma unidade offshore de processamento de hidrocarboneto compreendendo: uma estrutura flutuante offshore; um convés submerso de riser flutuante operativamente conectado a um riser submarino de hidrocarboneto; e equipamento de processamento de hidrocarboneto disposto no convés submerso do riser flutuante.

[0007] Com essa disposição, os hidrocarbonetos podem fluir do leito do mar para o convés submerso do riser flutuante para que haja o processamento ali. Isso reduz

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2/13 ou elimina a necessidade de equipamento de processamento no leito do mar e, assim, menos manutenção será requerida ali. Além disso, uma vez que o convés de riser submerso é flutuante, não está tão fundo quanto o leito do mar, e assim, é muito mais fácil realizar a manutenção no equipamento de processamento no convés submerso de riser flutuante que precisa ser submetido à manutenção. Uma vez que o processamento de hidrocarboneto pode ocorrer no convés submerso de riser flutuante, os risers, hidrocarbonetos e equipamento de processamento não são afetados pelas condições na superfície do mar, tais como vento, ondas, precipitação e blocos de gelo.

[0008] O convés submerso de riser flutuante pode ser localizado a uma profundidade de entre 180m e 500m abaixo da superfície do mar. O leito do mar pode ser entre 200m e 4000m mais profundo do que o convés flutuante do riser. Assim, o nível eficaz para a manutenção pode ser elevado do leito do mar para um local de acesso mais fácil no convés de riser submerso. O riser pode ser um riser do tipo convencional usado nas instalações de hidrocarboneto offshore.

[0009] O convés submerso de riser flutuante é sustentado na água de um modo livremente flutuante. Pode flutuar suspenso devido à sua própria flutuabilidade, ou pode ser acoplado a elementos de flutuação positivos. Pode ficar suspenso a partir da estrutura flutuante offshore, e, assim, pode flutuar juntamente com a estrutura flutuante offshore. Isso pode ser auxiliado pela flutuabilidade da estrutura flutuante offshore e/ou por elementos de flutuação positivos conectados à estrutura flutuante offshore para ajudar a flutuar. Desse modo, o convés submerso de riser flutuante em modalidades exemplificativas não fica acorrentado ao leito do mar usando-se cabos de tensão. Em vez disso, pode ser ancorado ao leito do mar de um modo que permita uma livre flutuação, tal como via um sistema de amarração em catenária, que pode incluir cabos de amarração em catenária ou risers catenários. O sistema de amarração em catenária pode ser acoplado ao convés submerso de riser flutuante e/ou à estrutura flutuante offshore. Como é conhecido na técnica, é possível manter uma estrutura flutuante offshore em um local geralmente fixo, enquanto permite o movimento com o movimento das ondas e da maré usando uma amarração em

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3/13 catenária de vários tipos. O movimento também pode ser permitido para evitar que o gelo flutue, conforme discutido abaixo. A presença de uma disposição de amarração em catenária, em oposição aos cabos de tensão que formam uma disposição de amarração com tensão, podem prover um modo de distinguir uma estrutura livremente flutuante de uma estrutura de amarração com tensão com flutuabilidade positiva O último tem a tendência a flutuar, mas não flutua livremente devido às amarrações usadas.

[0010] A unidade offshore de processamento de hidrocarboneto pode compreender um riser disposto para conexão desconectável entre a plataforma flutuante offshore e o convés submerso de riser flutuante. Este pode ser um riser em catenária, conforme mencionado acima.

[0011] Com essa disposição, quando as condições de superfície não estão danificadas, um riser pode transportar hidrocarbonetos processados e/ou não processados do convés submerso do riser flutuante até a plataforma flutuante offshore, para processamento e/ou transferir para um -navio-tanque, embarcação flutuante ou similar. Quando as condições de superfície são consideradas potencialmente danificadas, o riser pode ser desconectado da plataforma flutuante offshore, para evitar danos.

[0012] A estrutura flutuante (p.ex. uma plataforma ou uma boia lastreada) pode ter um sistema de amarração que permite o uso seguro da da estrutura em que o gelo flutuante pode estar presente, tais como nas regiões árticas/subárticas. Em uma disposição, isso pode ser baseado em um sistema de amarração ajustável ou sistema ativo de amarração que permita que a plataforma se mova horizontalmente para evitar gelo flutuante sem desconexão dos risers. Em uma segunda possibilidade, uma solução de amarração parcialmente desconectada pode ser usada para a estrutura flutuante. Em alguns exemplos, dependendo da natureza do possível movimento horizontal da estrutura flutuante, pode ser vantajoso para a estrutura flutuante desconectar, total ou parcialmente, o convés do riser submerso. Por exemplo, isso pode envolver o uso de risers desconectáveis entre o convés de riser submerso e a estrutura flutuante, e/ou um sistema de amarração desconectável que acopla o convés

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4/13 de riser submerso à estrutura flutuante. No caso em que a desconexão total é requerida, então o convés de riser submerso deve ser capaz de flutuar, independentemente da estrutura flutuante. Assim, conforme observado acima, o convés de riser submerso pode ter sua própria flutuabilidade inerente ou pode ser sustentado por elementos positivos de flutuação adicionais, tais como flutuadores ancorados com tensão regular ao convés submerso.

[0013] A unidade offshore de processamento de hidrocarboneto pode ser uma unidade de processamento de hidrocarboneto não tripulada. Não tripulada pode ser no sentido de que tem pelo menos um dentre o seguinte: nenhuma equipe permanente de funcionários; nenhuma provisão de instalações para para a permanência de equipe de funcionários na unidade offshore de processamento de hidrocarboneto, por exemplo, pode não haver alojamento para funcionários, nenhuma instalação sanitária, água potável, nenhum equipamento de comunicações operado por membro de equipe de funcionários e/ou nenhum bote salva-vidas; e/ou a solicitação da presença de funcionários para um total de menos do que 10,000 horas de manutenção por ano.

[0014] A estrutura flutuante offshore pode ser qualquer estrutura adequada para uso em uma unidade offshore de processamento de hidrocarboneto. Pode ser uma plataforma flutuante offshore, que, nesse sentido, é levada a incluir estruturas tais como boias lastreadas, assim como estruturas de plataforma com convéss. A estrutura flutuante offshore pode flutuar com uma proporção da estrutura acima do nível do mar e uma proporção da estrutura abaixo do nível do mar. Conforme discutido acima, a estrutura flutuante offshore pode prover flutuabilidade para sustentar o convés submerso de riser flutuante.

[0015] A estrutura flutuante offshore pode ser uma estrutura não tripulada, tal como uma plataforma não tripulada. Em alguns exemplos, é uma plataforma de produção não tripulada A estrutura pode ser não tripulada no sentido de que tem pelo menos um dentre o seguinte: nenhuma equipe de funcionários permanente, nenhum alojamento para a permanência de funcionários na plataforma, nenhuma instalação sanitária, água potável, nenhum equipamento de comunicações operado por membro de equipe de funcionários e/ou nenhum bote salva-vidas; e/ou a solicitação da

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5/13 presença de funcionários para um total de menos do que 10,000 horas de manutenção por ano.

[0016] Uma estrutura não tripulada flutuante offshore não tem equipe permanente de funcionários e pode ser apenas ocupada para operações particulares, tais como manutenção e/ou instalação de equipamento. A estrutura não tripulada flutuante offshore pode ser uma estrutura que não requer a presença de nenhum funcionário para efetuar suas funções normais, por exemplo funções diárias referentes ao manuseio de produtos de óleo e/ou gás na estrutura.

[0017] Uma estrutura não tripulada flutuante offshore pode ser uma estrutura sem a provisão de instalações para a permanência de funcionários na plataforma, por exemplo, pode não ter nenhum alojamento para a permanência de funcionários na plataforma, nenhuma instalação sanitária, água potável, nenhum equipamento de comunicações operado por funcionários. A estrutura não tripulada flutuante offshore pode também não incluir helipontos e/ou bote salva-vidas, e, vantajosamente, pode ser acessada em uso normal apenas por meio de passadiço ou ponte conectada a uma embarcação de serviço ou à outra estrutura flutuante offshore. Por exemplo, a estrutura não tripulada flutuante offshore pode ser acessada em uso normal apenas via um Sistema de “Walk to Work (W2W) “.

[0018] Uma estrutura não tripulada flutuante offshore pode alternativamente ou adicionalmente ser definida como não tripulada com base na quantidade relativa de tempo necessário para que os funcionários permaneçam na estrutura flutuante offshore durante a operação. Essa quantidade relativa de tempo pode ser definida como horas de manutenção necessárias por ano, por exemplo, e uma estrutura não tripulada pode ser uma estrutura requer menos do que 10.000 horas de manutenção por ano, opcionalmente menos do que 5.000 horas de manutenção por ano, talvez menos do que 3.000 horas de manutenção por ano.

[0019] Todo o equipamento de processamento de hidrocarboneto para a unidade offshore de processamento de hidrocarboneto pode ser inteiramente disposto no convés submerso de riser flutuante. Nessa disposição, o processamento pode acontecer em um local submerso não afetado por condições de superfície, tais como

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6/13 ondas, vento, precipitação ou blocos de gelo. Os produtos processados estão, então, prontos para transferir para embarcações flutuantes, navios -tanque ou similar sempre que as condições de superfície forem apropriadas, e/ou para serem levados em tubos ao longo de dutos até a terra.

[0020] Alternativamente, a estrutura flutuante offshore pode compreender equipamento de processamento de hidrocarboneto de topside localizado na estrutura flutuante offshore além do equipamento de processamento de hidrocarboneto submarino. A instalação de processamento de hidrocarboneto pode ser configurada de modo tal que um fluido de hidrocarboneto a ser processado seja processado primeiramente pelo equipamento de processamento de hidrocarboneto submarino e depois pelo equipamento de processamento de hidrocarboneto de topside. Isso pode envolver apenas uma parte do fluido de hidrocarboneto que está sendo passado para a estrutura flutuante offshore a partir do convés do riser submarino, com outra parte do fluido de hidrocarboneto, que pode ser um produto do processamento no convés do riser submarino que está sendo retido no convés do riser submarino ou direcionado para um destino que não seja a plataforma offshore. Esse outro destino pode, por exemplo, ser uma boia, conforme discutido abaixo.

[0021] Nessa disposição, todo o processamento, ou uma parte do mesmo, pode ocorrer no convés do riser submarino antes de os hidrocarbonetos serem transferidos para a estrutura flutuante offshore, permitindo que o processamento seja efetuado mesmo durante condições adversas na superfície.

[0022] O processamento do equipamento de hidrocarboneto no convés do riser submarino e/ou na estrutura flutuante (onde estiver presente) pode ser disposto para produzir pelo menos um dentre um produto líquido de hidrocarboneto, um produto líquido de hidrocarboneto semiestável e um produto de gás liquefeito.

[0023] Um produto líquido semiestável pode consistir em qualquer um dentre água, óleo, condensado, Gás de petróleo líquido, LPG, e Líquidos de Gás natural, NGL. Um produto de gás liquefeito pode ser armazenado sob pressão ou pode ser exportado via a duto para a terra ou um hospedeiro, tal como a embarcação flutuante ou navio-tanque.

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7/13 [0024] O equipamento de processamento no convés submerso de riser flutuante pode ser disposto para separar hidrocarbonetos líquidos, vaporizar instantaneamente os hidrocarbonetos líquidos separados e armazenar os hidrocarbonetos vaporizados instantaneamente no convés submerso de riser flutuante. Nessa disposição, essa etapa de processamento pode ser feita embaixo da água e, assim, evita a necessidade de transferir todo os hidrocarbonetos para a estrutura flutuante offshore.

[0025] O convés submerso de riser flutuante pode compreender um tanque para armazenamento de hidrocarbonetos, por exemplo para armazenamento de hidrocarbonetos não processados ou processados, i.e. hidrocarbonetos antes ou depois do processamento com o equipamento de processamento no convés submerso de riser flutuante. Em alguns exemplos, há um tanque para armazenamento dos hidrocarbonetos vaporizados instantaneamente.

[0026] A estrutura flutuante offshore pode ser horizontalmente desviada do convés submerso de riser flutuante, de modo que os dois não fiquem verticalmente alinhados. [0027] Com essa disposição, uma embarcação de intervenção, tal como umnavio-tanque, embarcação flutuante ou similar, pode se posicionar diretamente acima do convés submerso de riser flutuante, para comunicação direta com o convés submerso de riser flutuante. Isso permite mais comunicação direta entre o convés submerso de riser flutuante e uma embarcação de intervenção, sem a necessidade de comunicar todos os fluidos via a plataforma flutuante offshore.

[0028] A unidade offshore de processamento de hidrocarboneto pode compreender uma boia, além da estrutura flutuante offshore, à qual o convés submerso de riser flutuante pode ser operativamente conectado para descarregar produtos de hidrocarboneto em uma embarcação flutuante.

[0029] Com essa disposição, os hidrocarbonetos não precisam ser transferidos via a estrutura flutuante offshore antes de serem transferidos para uma embarcação flutuante, navio-tanque ou similar.

[0030] O equipamento de processamento no convés submerso de riser flutuante pode compreender um separador. O separador pode também agir como um dreno para o processamento de equipamento de hidrocarboneto e tubulação, e, portanto,

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8/13 pode estar em um ponto baixo em relação a outras partes do equipamento de processamento.

[0031] Toda a energia elétrica para o convés de riser submerso pode ser provida por unidades submersas e de topside, i.e. unidades acima da superfície do mar na plataforma flutuante offshore. Alternativamente, pode haver unidades de Energia Hidráulica, HPU submarinas, locais, para fornecer a energia. O sistema de energia pode incluir Acionamento de Velocidade Variável, VSD, para bombas submarinas.

[0032] De acordo com um segundo aspecto da invenção, é provido um método para operar a unidade offshore de processamento de hidrocarboneto do primeiro aspecto, compreendendo: receber hidrocarbonetos no convés submerso de riser flutuante do riser de hidrocarboneto submarino; e processar os hidrocarbonetos usando o equipamento de processamento de hidrocarboneto.

[0033] Esse método pode incluir o uso de qualquer um ou de todos os recursos descritos acima em relação ao primeiro aspecto, obtendo, assim, as mesmas vantagens.

[0034] O método pode incluir a conexão, de forma desconectável, do convés submerso de riser flutuante com a estrutura flutuante offshore usando um riser desconectável para transferir os hidrocarbonetos entre eles.

[0035] Isso permite que o riser seja desconectado da estrutura flutuante offshore quando as condições de superfície, tais como vento, precipitação, ondas, blocos de gelo e similares são consideradas como sendo potencialmente capazes de causar danos. Quando as condições de superfície não são consideradas capazes de causar danos, o riser pode transportar hidrocarbonetos processados e/ou não processados hidrocarbonetos do convés submerso de riser flutuante para a estrutura flutuante offshore, para processamento e/ou transferir para um navio-tanque, embarcação flutuante ou similar.

[0036] O método pode compreender conectar, de modo fluido, o convés submerso de riser flutuante a uma embarcação flutuante para transferir os hidrocarbonetos do convés submerso de riser flutuante para a embarcação flutuante; e/ou conectar, de modo fluido, o convés submerso de riser flutuante a um duto para transferir os

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9/13 hidrocarbonetos do convés submerso de riser flutuante via o duto. O duto pode ser para transportar os hidrocarbonetos para a terra.

[0037] Com esse método, os hidrocarbonetos podem ser transportados ou diretamente do convés submerso de riser flutuante para a terra, ou via uma embarcação flutuante, navio-tanque, ou similar, para a terra, ou por esses dois modos. Não há necessidade de transferir os hidrocarbonetos via a estrutura flutuante offshore. Desse modo, os risers de hidrocarboneto, e similares, só precisam emergir minimamente, ou nem precisam emergir, da superfície do mar e, assim, podem reduzir ou evitar danos devido às condições de superfície.

[0038] O método pode compreender conectar, fluidamente, o convés submerso de riser flutuante a uma boia; e transferir hidrocarbonetos da boia para uma embarcação flutuante.

[0039] Em alguns exemplos, uma boia permanente pode ser usada para embarcações flutuantes para conectá-las para transferir os hidrocarbonetos. Essa disposição permite que os hidrocarbonetos permaneçam quase que inteiramente submersos até a boia e assim, significativamente, evitam danos devido às condições adversas de superfície.

[0040] O método pode compreender: separar e realizar a vaporização instantânea de hidrocarbonetos líquidos no convés submerso de riser flutuante; e armazenar os hidrocarbonetos que foram vaporizados instantaneamente em tanques de armazenamento no convés submerso de riser flutuante. Essa etapa de processamento pode ser feita embaixo da água, evitando, desse modo, a necessidade de transferência de todos os hidrocarbonetos para a estrutura flutuante offshore.

[0041] O método pode ainda compreender secar e pressurizar o gás obtido dos hidrocarbonetos recebidos, por exemplo, conforme estipulado em WO2016192813 A1. Opcionalmente, a corrente de água obtida do processo de secagem pode ser reinjetada em um poço, por exemplo, via o riser.

[0042] Certas modalidades preferidas da presente invenção serão agora descritas em maiores detalhes a título de exemplo apenas e com referência aos desenhos em anexo, nos quais:

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10/13 [0043] A Figura 1 mostra uma unidade offshore de processamento de hidrocarboneto em que uma estrutura flutuante offshore inclui uma plataforma com convéss;e [0044] A Figura 2 mostra outra unidade offshore de processamento de hidrocarboneto em que uma estrutura flutuante offshore é uma boia lastreada.

[0045] Figura 1 mostra uma unidade offshore de processamento de hidrocarboneto 2, localizada offshore, compreendendo uma estrutura flutuante offshore 8 (projetada para ser não tripulada, conforme discutido acima) e um convés submerso de riser flutuante 10. A estrutura flutuante offshore 8 é uma plataforma com convéss, a qual pode conter equipamento conforme requerido para o uso projetado da unidade offshore 2. O convés submerso de riser flutuante 10 é operativamente conectado a uma série de risers submarinos de hidrocarboneto 12, através dos quais os hidrocarbonetos podem fluir do leito do mar 4. Os risers de hidrocarboneto 12 podem ser de aço em catenárias, cuja sustentação é auxiliada pela flutuabilidade 14. O convés submerso de riser flutuante 10 compreende equipamento de processamento de hidrocarboneto 26 para processamento de hidrocarbonetos recebidos via os risers de hidrocarboneto 12. O convés submerso de riser flutuante 10 é submerso, isto é, está totalmente abaixo do nível do mar 6, mas permanece flutuante auxiliado pela flutuabilidade 18 e/ou através da suspensão da estrutura flutuante offshore 8. A plataforma 8 pode ser presa ao leito do mar via um sistema de amarração em catenária (não mostrado).

[0046] Flutuante próximo à superfície do mar (nível do mar 6) e salientando-se, pelo menos parcialmente, acima da superfície do nível do mar 6, encontra-se uma plataforma flutuante offshore 8, que tem equipamento de processamento de hidrocarboneto 24. A plataforma flutuante offshore 8 é conectada ao convés submerso de riser flutuante 10 via vários risers 16. Os risers 16 podem ser desconectados da plataforma flutuante offshore 8 em caso de condições inclementes de superfície.

[0047] Figuras 2, 3 e 4 mostram outra unidade de processamento de hidrocarboneto em que a estrutura flutuante offshore 8 é uma boia lastreada 8. Nesse

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11/13 exemplo, a boia lastreada 8 flutua devido à sua própria flutuabilidade, e o convés submerso de riser flutuante 10 é suspenso da boia lastreada 8 via um sistema de suspensão de cabo 32. O convés submerso de riser flutuante 10 é totalmente sustentado pelo sistema de suspensão de cabo 32 e não precisa de quaisquer elementos positivos de flutuação. A boia lastreada 8 é amarrada via cabos de amarração em catenária 30 e os hidrocarbonetos são transportados entre o leito do mar 4, o convés submerso de riser flutuante 10 e a boia lastreada (estrutura flutuante offshore) 8 via risers em catenárias de hidrocarboneto 12 e risers desconectáveis 16 de modo similar à Figura 1. Os risers em catenárias 12 são sustentados por auxiliares de flutuação 14.

[0048] As Figuras 2 e 3 mostram um exemplo desse sistema de boia lastreada em uma dimensão realista e também incluem embarcações que servem a unidade offshore 2, juntamente com estruturas submarinas às quais a unidade offshore é conectada. A Figura 4 mostra um sistema similar em uma disposição mais esquemática semelhante à Figura 1, com a dimensão alterada e os cabos de amarração em catenária 30 omitidos do desenho.

[0049] Em relação às unidades offshore 2, tanto da Figura 1 quanto da Figura 2, a unidade de processamento de hidrocarboneto 2 tem uma boia lastreada 20 conectada à plataforma flutuante offshore 8 para transferir gás ou gás pressurizado e resfriado daí para um navio-tanque, embarcação flutuante ou similar que podem se conectar com a boia 20.

[0050] A unidade de processamento de hidrocarboneto 2 também tem uma boia 22 conectada ao convés submerso de riser flutuante 10 para transferir líquido semiestável daí para um navio-tanque, embarcação flutuante 34 ou similar, conforme mostrado na Figura 2, que podem se conectar à boia 22.

[0051 ] Em operação, os hidrocarbonetos fluem do leito do mar 4 através dos risers 12 para o convés submerso de riser flutuante 10. Aqui, os hidrocarbonetos podem ser totalmente processados, parcialmente processados ou podem não ser processados. Qualquer processamento é efetuado pelo equipamento de processamento de hidrocarboneto 26. Um ou mais tanques de armazenamento no convés submerso de

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12/13 riser flutuante 10 podem ser usados para armazenamento de hidrocarbonetos processados, parcialmente processados ou não processados. No diagrama exemplificativo mostrado nas Figuras, os hidrocarbonetos podem ser processados por meio de equipamento de processamento de hidrocarboneto 26 no convés do riser submarino 10 para produzir dois produtos, a saber, um produto gasoso e um produto líquido semiestável. O primeiro é transferido para a estrutura flutuante offshore 8 via os risers desconectáveis 16, enquanto o último é transferido para uma boia 22 com líquido semiestável. O produto líquido semiestável pode compreender qualquer um dentre água, condensado de óleo, LPG e NGL.

[0052] Na estrutura flutuante offshore 8, o produto de gás recebido é opcionalmente processado usando equipamento de processamento de hidrocarboneto 24. O processamento pode incluir secagem e/ou resfriamento e pressurização. O produto final, que pode ser liquefeito, é transferido para a boia 20. Alternativamente, a unidade offshore 2 pode ser disposta de modo que todos os processamentos requeridos sejam feitos no convés de riser submerso 10 sem nenhum equipamento de processamento na estrutura flutuante offshore 8. Isso pode permitir que a estrutura flutuante offshore 8 seja uma plataforma flutuante menor, tal como uma boia lastreada 8 da Figura 2.

[0053] Navios-tanque, outras embarcações flutuantes e similares podem se conectar às boias 20 e 22 para serem carregadas com os produtos de gás e líquido semiestável, respectivamente.

[0054] No caso de condições climáticas inclementes no nível do mar 6, tais como como vento, ondas, furacões, monções tropicais, precipitação, icebergs, blocos de gelo ou outras condições consideradas prejudiciais para o riser 16, o riser 16 pode ser desconectado da estrutura flutuante offshore 8 enquanto perdurem as condições prejudiciais, e podem ser reconectados ao cessarem tais condições.

[0055] Quaisquer trabalho de manutenção que precise ser realizado no equipamento de processamento submerso de hidrocarboneto 26 podem ser feitos com mais facilidade do que na técnica anterior, onde o equipamento é no leito do mar, uma vez que o equipamento de processamento de hidrocarboneto 26 não se localiza

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13/13 tão profundamente embaixo da água como o leito do mar 4.

[0056] Em algumas modalidades, a estrutura flutuante offshore não desempenha qualquer papel no processamento dos hidrocarbonetos que são processados no convés submerso de riser flutuante. Por exemplo, a boia lastreada. Assim, os hidrocarbonetos podem ser processados no convés de riser submerso e transferidos para outro lugar, via a estrutura flutuante offshore ou via outros meios, tais como as boias, sem qualquer processamento a bordo da estrutura flutuante.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Unidade offshore de processamento de hidrocarboneto, caracterizada pelo fato de compreender:

uma estrutura flutuante offshore;

um convés submerso de riser flutuante operativamente conectado a um riser de hidrocarboneto submarino; e equipamento de processamento de hidrocarboneto disposto no convés submerso de riser flutuante.
2. Unidade offshore de processamento de hidrocarboneto, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que o convés submerso de riser flutuante flutua suspenso a partir da estrutura flutuante offshore.
3. Unidade offshore de processamento de hidrocarboneto, de acordo com as reivindicações 1 ou 2, caracterizada pelo fato de compreender um riser disposto para conexão desconectável entre a estrutura flutuante offshore e o convés submerso de riser flutuante.
4. Unidade offshore de processamento de hidrocarboneto, de acordo com as reivindicações 1, 2 ou 3, caracterizada pelo fato de o equipamento de processamento de hidrocarboneto ser inteiramente disposto no convés submerso de riser flutuante.
5. Unidade offshore de processamento de hidrocarboneto, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizada pelo fato de que a unidade offshore de processamento de hidrocarboneto é uma unidade de processamento de hidrocarboneto não tripulada, compreendendo pelo menos um dentre:

Nenhuma equipe permanente de funcionários;

Nenhuma provisão de instalações para a permanência de equipe de funcionários na unidade offshore de processamento de hidrocarboneto, por exemplo, pode não haver alojamento para equipe de funcionários, instalações sanitárias, água potável, nenhum equipamento de comunicação operado por equipe de funcionários e/ou nenhum bote salva-vidas; e/ou

Uma exigência de que a equipe de funcionários esteja presente para menos

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2/4 do que 10,000 horas de manutenção por ano.
6. Unidade offshore de processamento de hidrocarboneto, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizada pelo fato de que a estrutura flutuante offshore é uma estrutura não tripulada e/ou uma estrutura de produção não tripulada, compreendendo pelo menos um dentre:

Nenhuma equipe permanente de funcionários;

Nenhuma provisão de instalações para a permanência de equipe de funcionários na plataforma, por exemplo, pode não haver alojamento para equipe de funcionários, instalações sanitárias, água potável, nenhum equipamento de comunicação operado por equipe de funcionários e/ou nenhum bote salva-vidas; e/ou uma exigência de que a equipe de funcionários esteja presente para menos do que 10,000 horas de manutenção por ano.
7. Unidade offshore de processamento de hidrocarboneto, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de a estrutura flutuante offshore compreender ainda equipamento de processamento localizado no topside da estrutura flutuante offshore, disposto para produzir pelo menos um dentre um produto líquido de hidrocarboneto, um produto líquido de hidrocarboneto semiestável e um produto de gás liquefeito.
8. Unidade offshore de processamento de hidrocarboneto, de acordo com a reivindicação 7, caracterizada pelo fato de que a unidade é configurada de modo tal que um fluido de hidrocarboneto a ser processado seja processado primeiramente pelo equipamento submarino e depois pelo equipamento no topside.
9. Unidade offshore de processamento de hidrocarboneto, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizada pelo fato de que a estrutura flutuante offshore é horizontalmente desviada do convés submerso de riser flutuante, de modo que os dois não fiquem verticalmente alinhados.
10. Unidade offshore de processamento de hidrocarboneto, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizada pelo fato de que o convés submerso de riser flutuante é disposto para separar hidrocarbonetos líquidos, realizar a vaporização instantânea dos líquidos hidrocarbonetos separados e armazenar os

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3/4 hidrocarbonetos que foram vaporizados instantaneamente no convés submerso de riser flutuante.
11 .Unidade offshore de processamento de hidrocarboneto, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizada por compreender ainda uma boia, em que o convés submerso de riser flutuante é operativamente conectado à boia para descarregamento dos produtos de hidrocarboneto em uma embarcação flutuante.
12. Método para operar a unidade offshore de processamento de hidrocarboneto como definida em qualquer uma das reivindicações 1 a 11, caracterizado por compreender:

receber hidrocarbonetos no convés submerso de riser flutuante do riser de hidrocarboneto submarino; e processar os hidrocarbonetos usando o equipamento de processamento de hidrocarboneto.
13. Método para operar a unidade offshore de processamento de hidrocarboneto, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado por compreender a conexão, de modo desconectável, do convés submerso de riser flutuante à plataforma flutuante offshore usando um riser para a transferência de hidrocarbonetos entre eles.
14. Método para operar a unidade offshore de processamento de hidrocarboneto, de acordo com as reivindicações 12 ou 13, caracterizado por compreender:

Conectar de forma fluida o convés submerso de riser flutuante a uma embarcação flutuante para transferir os hidrocarbonetos do convés submerso de riser flutuante para a embarcação flutuante; e/ou

Conectar de forma fluida o convés submerso de riser flutuante a um duto para transferir os hidrocarbonetos do convés submerso de riser flutuante via o duto.
15. Método para operar a unidade offshore de processamento de hidrocarboneto, de acordo com as reivindicações 12, 13 ou 14, caracterizado por compreender:

Conectar de forma fluida o convés submerso de riser flutuante a uma boia;

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4/4 e

transferir hidrocarbonetos da boia para uma embarcação flutuante.
16.Método de usar a unidade offshore de processamento de hidrocarboneto, de acordo com qualquer uma das reivindicações 12 a 15, caracterizado por compreender:

separar e vaporizar instantaneamente os hidrocarbonetos líquidos no convés submerso de riser flutuante; e armazenar os hidrocarbonetos vaporizados instantaneamente nos tanques de armazenamento no convés submerso de riser flutuante.