BR112019017306B1

BR112019017306B1 - Método e riser marinho com capacidade de cisalhamento

Info

Publication number: BR112019017306B1
Application number: BR112019017306-4A
Authority: BR
Inventors: Mitchell Z. Dziekonski
Original assignee: Mitchell Z. Dziekonski
Priority date: 2017-02-27
Filing date: 2018-02-05
Publication date: 2023-12-26
Also published as: US11280139B2; AU2018225291B2; EP4163469A1; EP3585972A1; EP3585972A4; SG11201907147QA; US20210164298A1; AU2018225291A1; BR112019017306A2; US20180245406A1; EP3585972B1; US10914125B2; WO2018156343A1

Abstract

a presente invenção refere-se a um riser para um poço submarinho que compreende uma primeira seção do riser que pode ser similar a risers convencionais em desenho e especificações de material. uma segunda seção do riser compreende uma seção de fratura passiva que é especificamente desenhada para cisalhamento ou fratura sob condições de design, como eventos extremos (por exemplo, clima extremo ou ondas, perda de controle de uma sonda ou navio, uma sonda ou navio movendo de uma posição desejada). a seção de fratura passiva é desenhada para fraturar primeiro para impedir ou minimizar os danos a outro equipamento de poço, como no fundo do mar.

Description

REFERÊNCIA CRUZADA AOS PEDIDOS RELACIONADOS

[0001] Este pedido reivindica a prioridade do benefício do Pedido Provisório Norte-Americano No. Serial 62/464.031, intitulado “Shearable Riser System and Method,” depositado em 27 de fevereiro de 2017, que está aqui incorporado por referência em sua totalidade.

ANTECEDENTES

[0002] A invenção refere-se, de modo geral, a estruturas de riser usadas em aplicações de óleo e gás marinho.

BREVE DESCRIÇÃO

[0003] O desenvolvimento de tecnologias para exploração e acesso a minerais em ambientes subterrâneos tem feito grandes avanços nas últimas décadas. Embora os poços possam ser perfurados e trabalhados por diversos motivos, são de particular interesse aqueles utilizados para acessar petróleo, gás natural e outros combustíveis. Esses poços podem estar localizados tanto em terra como no mar. Desafios particulares são colocados por ambos os ambientes e, em muitos casos, os poços marítimos são mais exigentes em termos de projeto e implementação. Poços submarinos tendem a ser muito mais caros, tanto devido às profundidades da água abaixo da qual está o poço, quanto pelos riscos ambientais associados à perfuração, finalização e extração em áreas sensíveis.

[0004] Em aplicações submarinas, uma instalação de perfuração ou outro serviço de poço (como uma plataforma ou embarcação) é posicionada geralmente sobre uma região do fundo do mar, e uma estrutura tubular se estende da instalação ao fundo do mar. Equipamento de superfície é a posição no local do poço para facilitar a entrada do tubular no poço e para permitir respostas de segurança em caso de necessidade. À medida que o poço é perfurado, uma broca é girada para penetrar na terra e, finalmente, para um ou mais horizontes de interesse, tipicamente aqueles nos quais os minerais são encontrados ou antecipados. A estrutura tubular não só permite a rotação da broca, mas também a injeção de lama e outras substâncias, a extração de cortes, o teste e documentação de condições de poços e assim por diante.

[0005] Durante os vários estágios de perfuração, intervenção, finalização e produção, comumente são usadas estruturas de risers que se estendem entre a embarcação ou a plataforma e o equipamento no fundo do mar. Tais risers podem ser projetados para dobrar e flexionar. Em condições extremas, no entanto, os risers podem transmitir forças ao equipamento no fundo do mar, o que pode causar sérios danos ao equipamento. Essas condições ou eventos extremos podem incluir, por exemplo, a perda de controle da embarcação ou plataforma, condições climáticas extremas, eventos de ondas extremas e assim por diante. Houve pouca ou nenhuma inovação significativa na arte para abordar tais eventos.

[0006] Há uma necessidade, portanto, por melhorias no campo que podem permitir que risers possam evitar danos ao equipamento submarinho em caso de um evento extremo.

DESENHOS

[0007] Estas e outras características, aspectos e vantagens da presente invenção serão melhores compreendidos quando a seguinte descrição detalhada lida com referência aos desenhos anexos nos quais caracteres semelhantes representam partes semelhantes ao longo dos desenhos, em que:

[0008] A Figura 1 é uma representação diagramática de uma instalação exemplar para perfuração, finalização, ou manutenção de um poço submarinho de acordo com as presentes técnicas;

[0009] A Figura 2 é uma representação diagramática de seções de um riser tubular estendendo-se de uma plataforma ou embarcação à localização de um poço, e ao poço a um horizonte de interesse;

[0010] A Figura 3 é uma representação diagramática de fratura permitida do riser no caso de um evento extremo; e

[0011] A Figura 4 é um fluxograma ilustrando etapas exemplares na implementação das presentes técnicas.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0012] Voltando agora aos desenhos, e referindo primeiro à Figura 1, um sistema de poço é ilustrado e designado geralmente pelo número de referência 10. O sistema é ilustrado como uma operação offshore compreendendo uma embarcação ou plataforma 12 que seria fixado, ancorado, amarrado ou dinamicamente posicionado em um local estável em um corpo de água 14. Na Figura 1, o solo subjacente ou terra 16 (neste caso o fundo do mar) é ilustrado abaixo da plataforma, com a superfície da água designada pelo número de referência 18, e a superfície da terra pelo número de referência 20. A plataforma será tipicamente posicionada perto ou sobre um ou mais poços 22. Um ou mais horizontes subterrâneos de interesse 24 serão penetrados ou atravessados pelo poço, como por sondagem, extração, acesso ou outro tipo de manutenção, dependendo da finalidade do poço. Em muitas aplicações, os horizontes reterão minerais que serão finalmente produzidos no poço, como óleo e/ou gás. A plataforma pode ser usada para qualquer operação no poço, como perfuração, finalização, manutenção de poços e assim por diante. Em muitas operações, a instalação pode estar temporariamente localizada no local do poço e podem ser fornecidos componentes adicionais, tais como para vários equipamentos, alojamento, ancoragem de recipientes de abastecimento e assim por diante (não mostrado).

[0013] Na ilustração simplificada da Figura 1, o equipamento é muito geralmente mostrado, mas será entendido pelos versados na técnica que este equipamento é convencional e encontra-se de alguma forma em todas essas operações. Por exemplo, um guindaste 26 permite que várias ferramentas, instrumentos e cordas tubulares sejam montadas e abaixadas no poço, atravessando tanto as profundidades de água subjacentes à plataforma, quanto a profundidade de penetração no poço para os horizontes de interesse. O equipamento de plataforma 28 incluirá tipicamente suspensores, um gira-discos, geradores, instrumentações, controles e assim por diante. Sistemas de controle e monitoramento 30 permitem o monitoramento de todos os aspectos de perfuração, finalização, manutenção de poços ou qualquer outra operação realizada, bem como condições de poços, tais como pressões, produção, profundidades, taxas de avanço e assim por diante.

[0014] De acordo com a presente divulgação, pelo menos dois estoques tubulares diferentes são fornecidos e utilizados pela operação, e estes podem ser armazenados em um convés ou outro local de armazenamento. Na Figura 1 um primeiro destes é designado armazenamento tubular 1 32, e o segundo é designado armazenamento tubular 2. Como será apreciado pelos versados na técnica, tais produtos tubulares podem compreender comprimentos de tubo com conectores em cada extremidade para permitir que cordas estendidas sejam montadas, tipicamente aparafusando uma na outra. Os dois estoques tubulares diferentes são usados aqui para permitir que a operação equilibre as qualidades técnicas de cada um com seus custos. Ou seja, um material pode ser selecionado por sua força relativa mas menor custo (por exemplo, aço), enquanto o outro é selecionado com base em sua capacidade superior de ser cisalhado em caso de necessidade, embora possa ser mais caro que o primeiro material. Nas modalidades atualmente contempladas, este segunde material tubular pode compreender ligas de titânio, ligas de alumínio, mas possivelmente também certos materiais compósitos. Como discutido abaixo, a operação criteriosamente selecionou qual material usar com base na probabilidade de que possa ser necessário cisalhar ou permitir a fratura da sequência geral. Na modalidade ilustrada, a corda compreende um riser pensado que outros tubulares, ferramentas, fluidos e assim por diante podem passar entre uma embarcação, plataforma, plataforma, navio ou outra estrutura na ou perto da superfície do mar e equipamento no fundo do mar.

[0015] Na ilustração da Figura 1, uma primeira ou seção tubular inferior 36 foi montada e implantada no poço, e é conectada a uma seção tubular do riser 38 acima que forma o riser. Uma outra seção do riser 40 foi montada e conectada acima da seção do riser inferior e se estende até a plataforma. Na prática, a seção do riser superior pode ser feita do primeiro material tubular, enquanto a seção do riser inferior é feita do segundo material tubular. As seções de riser podem compreender qualquer comprimento adequado de produtos tubulares, e estas dependerão de vários fatores, mas tipicamente a localização do horizonte de interesse (por exemplo, sua profundidade ou poços com seções fora-verticais, a distância até o local de interesse), a profundidade da água e a localização antecipada de regiões potencialmente problemáticas, onde pode ser necessário permitir a fratura do riser. Na ilustração da Figura 1, uma ferramenta 42 de algum tipo está localizada na parte inferior (ou ao longo) da corda. Nas operações de perfuração, por exemplo, esta ferramenta incluirá uma broca, embora os versados na técnica reconheçam que muitas ferramentas diferentes podem ser usadas, incluindo aquelas usadas para instrumentação, avaliação, finalização, produção, retrabalho de seções do poço, e assim por diante.

[0016] Para permitir que a corda seja cortada em caso de necessidade, um dispositivo de prevenção de estouro 44 está localizado, tipicamente na superfície da terra 20, e possivelmente em conjunção com outros equipamentos, tais como sistemas hidráulicos, instrumentação, válvulas e assim por diante. Os componentes ou sistemas de controle e monitoramento 46 (incluindo um sistema de controle de BOP) normalmente estarão associados ao dispositivo de prevenção contra explosão (BOP) para permitir a atuação quando necessário. Os versados na técnica reconhecerão que tal equipamento tipicamente proporciona lâminas de corte que estão em posições geralmente opostas e podem ser impelidas para uma por maciças hidráulicas fortes uma vez que o BOP é acionado. A atuação do BOP é um evento incomum, porém crítico, e normalmente é realizado somente quando as condições do poço o exigem absolutamente, como quando pressões excessivas são detectadas no poço. Por razões de segurança, é importante que o BOP torça de forma confiável a corda para selar o poço.

[0017] O riser marinho referido acima pode compreender um condutor temporário de grande diâmetro que é instalado entre a cabeça de poço submarina e uma plataforma flutuante, plataforma, embarcação ou outra instalação marítima. As seções do riser marinho podem normalmente ter 40 a 50 pés de comprimento (embora qualquer comprimento desejado possa ser usado), e podem ser montadas por quaisquer conexões adequadas, como a interconexão do tipo flange. O comprimento total da montagem do riser marinho pode depender de vários fatores, como a profundidade da água, calado da plataforma, plataforma, embarcação ou instalação, altura da boca do poço submarina em relação ao manto de lama submarino e a forma o riser (por exemplo, para permitir algum movimento, flexão e assim por diante.

[0018] Como a sonda nem sempre pode ser posicionada diretamente acima da boca do poço submarina (devido a fatores como vento, ondas e correntes), a extremidade inferior do riser marinho tem uma conexão flexível com o pacote submarino do poço para permitir algum movimento angular enquanto ainda contém fluido e pressão. Se ocorrer uma situação de emergência, isto é, no caso de uma condição extrema, o sistema de riser marinho pode permitir a desconexão da cabeça de poço submarina. Em tais eventos, a plataforma, embarcação, plataforma ou instalação pode sair do local. A falha em desconectar o riser marinho da cabeça do poço submarino pode resultar em cargas excessivas de dobra sendo transferidas para a cabeça do poço submarina e o equipamento associado e o potencial para a cabeça do poço e equipamento submarinos serem quebrados, resultando potencialmente na perda do controle do poço.

[0019] As técnicas atuais permitem a fratura ou cisalhamento do riser, como no caso de uma condição extrema. As técnicas permitem que tal fratura de corte seja localizada em uma seção ou seções desejadas predeterminadas ao longo do riser. A localização pode estar em uma seção inferior do riser, conforme descrito acima, em uma seção superior do riser ou em mais de um local.

[0020] Em uma modalidade atualmente contemplada, o equipamento submarino pode incluir um sistema de desconexão do riser marinho que pode ser operado manualmente. Se a sonda, plataforma, embarcação ou instalação se mover de sua posição normal de operação, certos fatores ou considerações podem reduzir a probabilidade de desconexão, isto é, podem tornar o sistema de desconexão existente impraticável ou não confiável. Por exemplo, com o local desligado, isso induz altas cargas de flexão através do riser marinho e aumenta o atrito dentro do mecanismo do conector. Isso pode causar um mau funcionamento do sistema de desconexão do riser marinho. Além disso, as linhas de controle que enviam sinais elétricos e hidráulicos para o sistema de desconexão do riser marinho podem ser danificadas por condições extremas de flexão.

[0021] De acordo com as presentes técnicas, o riser compreende pelo menos uma seção destinada a localizar a fratura ou o corte do riser. Esta seção de fratura planejada pode proteger o riser geral e o equipamento submarino (e o equipamento na plataforma, vaso, plataforma ou instalação) ao permitir a fratura ou cisalhamento da seção de fratura planejada. Em modalidades atualmente contempladas, o riser compreende uma ou mais seções tubulares especiais para fornecer uma seção de fratura passiva no riser marinho. Uma vez que esta seção do riser atinja certo nível de carga de flexão, carga de tração, carga compressiva ou qualquer combinação, a seção de fratura passiva se separará e desconectará. Nestas modalidades, isto é conseguido principalmente devido à concepção e/ou metalurgia da seção de fratura passiva.

[0022] A título de exemplo, está presentemente contemplado que as seções do riser podem ser feitas de diferentes materiais que são armazenados na plataforma, vaso, plataforma ou instalação como tubulares, e montados para formar o riser desejado incluindo a seção de fratura passiva. A seção de fratura passiva pode ser feita de um ou mais materiais que são mais facilmente fraturados ou cortados no caso de uma condição extrema, como ligas de titânio, ligas de alumínio ou materiais compostos. As cordas são montadas como ilustrado geralmente na Figura 2. Uma seção de riser inferior 38 é primeiramente montada, tipicamente com uma conexão de riser presa na sua extremidade inferior. A seco 38 inferior do riser pode compreender múltiplos comprimentos de tubo, tubagem ou quaisquer seções 58 tubulares adequadas com conectores 54 e 56 adicionados ou formados em cada extremidade. O comprimento desta seção de riser será tipicamente determinado por engenheiros de poços com base no conhecimento das condições do poço, profundidade da água, equipamento submarino e ocorrência antecipada de condições extremas que podem tornar benéfica a fratura da seção de riser, como a proteger o equipamento do poço. Pode compreender, por exemplo, muitas seções de comprimento padrão (por exemplo, seções de 40 pés). A segunda seção de tubo tubular 38 compreende, de um modo semelhante, múltiplas seções 64 tendo cada um os conectores 60 e 62. O comprimento 50 desta montagem ser selecionado de modo que durante a utilização o tubo pode permanecer ligado entre o equipamento, plataforma, vaso ou instalação e deixado mover-se ou flexionar de formas desejadas. Uma ou mais seções do montante superior 40 compreendem, de modo semelhante, múltiplas seções 70 com os conectores 66 e 68 ao longo do seu comprimento 52.

[0023] Os materiais de cada seção de riser podem ser projetados ou selecionados para fornecer as resistências à tração exigidas, classificações de pressão interna e conexões de extremidade para permitir a montagem e manutenção do poço nas condições particulares então presentes, e para suportar cisalhamento, flexão, tração, e carregamento compressivo no riser. Os materiais podem, evidentemente, ser preparados, tratados termicamente, e assim por diante, para aumentar a sua resistência e as propriedades do material (por exemplo, resistência à tração e ao aro). Uma ou mais das seções compreende uma seção de fratura passiva projetada para a parte em caso de condições extremas.

[0024] Nas modalidades presentemente contempladas, a seção da fratura passiva de riser marinha pode ser instalada diretamente acima de uma embalagem de coluna marinha inferior (LMRP). A seção de fratura passiva é projetada com uma resistência à tração comparável, classificação de pressão interna e projeto de conexão final como o riser marinho adjacente. O diâmetro externo e o diâmetro interno da seção de fratura passiva podem ser semelhantes ou iguais às outras seções do riser geral para facilitar o uso comum de equipamentos de manuseio de tubos e compatibilidade com quaisquer plugues ou equipamentos que possam ser executados dentro do riser e a seção de fratura passiva.

[0025] Com relação à composição do riser e da seção de fratura passiva, como observado acima, os comprimentos do riser total e da seção de fratura passiva podem ser diferentes e dependem dos requisitos funcionais específicos do trabalho. Além disso, enquanto se considera que a seção de fratura passiva pode ser a melhor situação em uma seção mais baixa (por exemplo, adjacente ao equipamento no fundo do mar), uma ou mais dessas seções podem ser fornecidas em diferentes locais no riser e do que um é fornecido, as seções de fratura passiva podem ser diferentes (por exemplo, projetadas para fraturar sob diferentes condições, em diferentes cargas, por diferentes razões, e assim por diante).

[0026] A seção de fratura passiva pode compreender materiais e preparações com base nas propriedades únicas desejadas. Nas modalidades presentemente contempladas, por exemplo, a seção de fratura passiva ou seções podem ser feitas de alumínio, titânio, ferro dúctil e materiais de fibra de carbono onde esses materiais são processados (montados ou tratados termicamente) usando um processo para maximizar a tração e as propriedades de resistência do aro, enquanto aumentam a capacidade desses mesmos materiais de cisalhar ou fraturar sob certas condições de carga, como flexão. Assim, ao contrário dos risers tradicionais de aço, onde com maior resistência à tração e ao aro, o aço também obterá maior resistência ao estresse de cisalhamento. Aqui, novamente, como notado, uma ou mais seções de fratura passiva podem ser colocadas em qualquer lugar dentro do riser marinho, embora possa ser vantajoso instalá-lo na parte inferior do riser marinho diretamente acima do LMRP para evitar transmissão excessiva de momento de flexão para a cabeça de poço submarinha em caso de “queda” do riser marítimo ou da movimentação do local.

[0027] A seção de fratura passiva é projetada para “falhar” (ou seja, cisalhar ou faturar para separar o riser no ponto de fratura) a uma carga predefinida (por exemplo, flexão ou uma combinação de carga) que deve ser encontrada apenas em condições extremas. O termo “passiva” no contexto da seção de fratura pretende transmitir que a seção não requer ativação manual para operar, fornecendo redundância ao pacote de desconexão do LMRP.

[0028] A escolha de materiais resistentes à corrosão para a seção de fratura passiva pode melhorar a confiabilidade dos mecanismos de “falha” e desconexão dentro desta seção. Como ilustrado na Figura 3, por exemplo, é contemplado que à medida que as paredes 84 do tubular que forma a seção de fratura passiva são deformadas, a rachadura é iniciada, como indicado pelo numeral de referência 86. A energia é efetivamente armazenada no material durante a deformação e esta energia é liberada tanto para iniciar como para promover a rachadura, resultando em corte rápido, tipicamente em níveis muito menores de força do que os materiais convencionais.

[0029] As propriedades do material que se acredita serem de particular interesse em permitir cortes ou fraturas confiáveis da seção de fratura passiva do riser incluem rendimento e resistência à tração e suas relações relativas entre si, módulo de elasticidade, tenacidade à fratura e tendência, com base nessas propriedades, de rachaduras para se propagar rapidamente. Em relação, em primeiro lugar, à resistência dos materiais, para as ligas de aço, uma força de rendimento de resistência típica pode ser da ordem de aproximadamente 100 KSI, embora isso possa variar, por exemplo, entre 65 e 125 Ksi. As resistências à tração para tais materiais de aço podem variar tipicamente entre 20 e 30 KSI acima da resistência à deformação. Uma relação entre a força de escoamento e a resistência à tração pode, portanto, ser da ordem de 0,8 a 0,85. As ligas de titânio adequadas para as técnicas atuais, por outro lado, têm resistências à deformação tipicamente da ordem de 140 KSI, com gamas típicas de 75 a mais de 160 KSI. As resistências à tração destes materiais, no entanto, são apenas aproximadamente 10 KSI acima do limite de elasticidade, resultando em uma proporção substancialmente mais elevada da ordem de acima de 0,90. Do mesmo modo, as ligas de alumínio adequadas para utilização nas presentes técnicas terão tipicamente uma resistência de rendimento na ordem de aproximadamente 58 KSI com intervalos de 40 a 75 KSI. As resistências à tração típicas seriam da ordem de aproximadamente 63 KSI com faixas de 46 a 81 KSI, resultando em uma diferença entre a força de elasticidade e a resistência à tração de apenas aproximadamente 6 KSI, e uma relação de resistência à tração para resistência à tração superior a 0,90. Os compósitos são únicos na medida em que podem ser fabricados para satisfazer qualquer um dos requisitos para uma excelente capacidade de corte, com intervalos muito estreitos e diferenças entre a resistência à deformação e a resistência à tração.

[0030] Com relação ao módulo de elasticidade, os aços convencionais utilizados para tubulares de poço têm um módulo tipicamente da ordem de 29,5 Mpsi, com gamas típicas de 27 a 31 Mpsi. Os tubulares de titânio contemplados para as técnicas presentes, por outro lado, têm um módulo tipicamente da ordem de 16,5 milhões de psi, com gamas típicas de 13,5 a 17 Mpsi. Ou seja, significativamente menor que a dos tubulares de aço. Os tubulares de liga de alumínio adequados para as presentes técnicas têm um módulo tipicamente da ordem de 10 Mpsi. Varia de 9 a 11,5 Mpsi. Compósitos adequados podem ser feitos para ter um módulo muito baixo, tal como na ordem de 5 Mpsi, se necessário.

[0031] Em relação à tenacidade à fratura, essa propriedade pode ser definida pela capacidade de um material que contém uma trinca para resistir à fratura. O valor indica o nível de estresse que seria necessário para uma fratura ocorrer rapidamente. Os aços típicos usados em tubulações de poços podem apresentar tenacidade à fratura da ordem de 100 KSIin-2, com faixas de aproximadamente 65 a 150 KSIin-2. Os tubulares de titânio contemplados para as presentes técnicas, por outro lado, têm tenacidade à fratura avaliada na ordem de aproximadamente 45 KSIin-2, com gamas de aproximadamente 35 a 70 KSIin-2. Os tubulares de alumínio adequados têm uma resistência à fratura tipicamente da ordem de aproximadamente 35 KSIin-2. Aqui, novamente, os tubulares compostos podem ter uma baixa tenacidade à fratura, similar aos mencionados para as ligas de titânio e alumínio.

[0032] Como observado acima, as seções do riser e, na verdade, o próprio riser podem ser selecionados dependendo dos parâmetros de aplicação e do propósito do riser. Por exemplo, o riser pode incluir um riser de perfuração, um riser de intervenção submarina, um riser de finalização ou um riser de produção. A seção de fratura passiva pode então ser considerada um tipo de junta de segurança acima da cabeça do poço que é intencionalmente projetada para cisalhar ou fraturar sob carga severa em um evento extremo para evitar ou minimizar danos a outros equipamentos e sistemas.

[0033] Em relação à tendência para a rápida propagação de rachadura, isso pode ser considerado resultante da energia armazenada no material durante a deformação, e das outras características discutidas acima. Como notado, os tubulares contemplados para a seção de fratura passiva, serão tipicamente deformados, mas com rachaduras iniciando em múltiplos locais, tal como onde o material é dobrado ou esmagado em lados opostos. Essencialmente, devido aos valores de resistência (particularmente a diferença relativamente menor entre a força de elasticidade e a resistência à tração), o módulo de elasticidade mais baixo e a menor tenacidade à fratura, a seção de fratura passiva proposta pode armazenar energia significativa durante a deformação. que é liberado para causar propagação muito rápida das rachaduras iniciadas.

[0034] Com relação aos materiais específicos que podem ser utilizados, os tubulares de titânio presentemente contemplados podem ser selecionados das chamadas famílias Alpha Beta e Beta. Tubulares de alumínio adequados podem ser selecionados, por exemplo, das séries 2000, 6000 e 7000. Compósitos adequados podem incluir composições de fibra de carbono.

[0035] A Figura 4 é um fluxograma que ilustra a lógica exemplificativa 88 para executar o método de montagem dos tubos do riser discutido acima, e permitiu a fratura da seção de fratura passiva. Como indicado pelo numeral de referência 90, a configuração geral do riser é determinada, tal como baseada em fatores como a profundidade da água na qual o poço está localizado, o equipamento usado, o tipo e posicionamento da sonda ou vaso, o uso ou propósito do riser, o movimento ou deformação permitida do riser e assim por diante. Em seguida, o carregamento antecipado do riser é determinado, como indicado na etapa 92. Deve-se notar que esta etapa pode focar particularmente no carregamento “normal” ou antecipado (por exemplo, cisalhamento, flexão, tração, compressão ou combinações respectivas) durante a operação do riser. Nesse estágio, também são determinadas condições incomuns de carga e carga limite para a fratura permitida da seção de fração passiva. Com base nestas condições e carregamento, então, os materiais para o riser e para a seção de fraturas passivas são selecionados, como indicado na etapa 94.

[0036] O riser é então montado para incluir os materiais selecionados. Esta montagem incluirá montagem (por exemplo, manipulação, conexão e desdobramento) da seção de fratura passiva, na etapa 96, e montagem das outras seções da coluna, na etapa 98. Pode-se notar que a linha tracejada na Figura 4 destina-se a indicar que podem ser utilizadas mais do que uma seção de fratura passiva, e estas podem ser intercaladas com seções do material da coluna de base. Aqui, novamente, onde mais de uma seção de fratura passiva é usada, estas podem ser iguais ou diferentes, de modo a permitir a fratura em diferentes tipos de graus de carga.

[0037] Na etapa 100, o riser é usado para o propósito pretendido, como perfuração, finalização, produção e assim por diante. Durante esse uso normal, a carga no riser normalmente estará abaixo da carga necessária para a fratura da seção ou seções de fratura passiva. No entanto, no caso de uma condição extrema, a carga excederá a carga de projeto de uma ou mais seções de fratura passiva e a fratura ocorrerá. Os protocolos podem então permitir retrabalho ou reconexão ao equipamento do poço quando as condições tiverem passado.

[0038] Embora apenas algumas características da invenção tenham sido ilustradas e descritas aqui, muitas modificações e alterações ocorrerão aos versados na técnica. É, portanto, para ser entendido que as reivindicações anexas têm a intenção de cobrir todas as modificações e mudanças que caem dentro do verdadeiro espírito da invenção.

Claims

1. Método, caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de: montar um riser para se estender entre uma embarcação (12) e uma localização de poço submarino (22), o riser compreendendo uma primeira seção do riser (40) feita de um primeiro material e uma segunda seção do riser (38) feita de um segundo material diferente do primeiro material, a segunda seção do riser (38) compreendendo uma seção de fratura passiva (38) que fratura passivamente sob carregamento de design que não causará fratura da primeira seção do riser (40), a segunda seção do riser (38) sendo instalada acima de uma embalagem de riser marinho inferior; utilizar o riser montado durante condições operacionais normais; e permitir fratura passiva (86) da seção de fratura passiva (38) sob condições de design que excedem o carregamento de design; em que a seção de fratura passiva (38) compreende uma estrutura tubular de parede única tendo uma parede em que uma rachadura é iniciada e é promovida durante a fratura passiva (86); e em que a seção de fratura passiva (38) compreende uma liga de titânio ou uma liga de alumínio, e a primeira seção do riser (40) compreende uma liga de aço.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a seção de fratura passiva (38) é conectada adjacente a um equipamento do poço do fundo do mar.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a seção de fratura passiva (38) apresenta uma razão de resistência ao rendimento para resistência à tensão de, pelo menos, 0,9, um módulo de elasticidade de no máximo 17 Mpsi, e tenacidade à fratura de no máximo 45 KSIin-2.

4. Riser marinho, caracterizado pelo fato de que compreende: uma primeira seção de riser (40) feita de um primeiro material e estendendo-se parcialmente entre uma embarcação (12) e uma localização de poço submarino (22); uma segunda seção de riser (38) feita de um segundo material diferente do primeiro material e acoplada à primeira seção do riser (40) e estendendo-se parcialmente entre a embarcação (12) e a localização de poço submarino (22), a segunda seção do riser (38) sendo instalada acima de uma embalagem de riser marinho inferior, a segunda seção do riser (38) compreendendo uma seção de fratura passiva (38) que fratura passivamente sob carregamento de design que não causará fratura da primeira seção do riser (40); em que a seção de fratura passiva (38) compreende uma estrutura tubular de parede única tendo uma parede em que uma rachadura é iniciada e é promovida durante a fratura passiva (86); e em que a seção de fratura passiva (38) apresenta uma razão de resistência ao rendimento para resistência à tensão de, pelo menos, 0,9, um módulo de elasticidade de no máximo 17 Mpsi, e uma tenacidade à fratura de no máximo 45 KSIin-2.

5. Riser marinho, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que a seção de fratura passiva (38) compreende uma liga de titânio.

6. Riser marinho, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que a primeira seção do riser (40) compreende uma liga de aço.

7. Riser marinho, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que a seção de fratura passiva (38) compreende uma liga de alumínio.

8. Riser marinho, caracterizado pelo fato de que compreende: uma seção de riser feita de um primeiro material diferente de outras seções de riser do riser marinho, e estendendo-se parcialmente entre uma embarcação (12) e uma localização de poço submarino (22), a seção do riser compreendendo uma seção de fratura passiva (38) instalada acima de uma embalagem de riser marinho inferior que fratura passivamente sob um carregamento que excede carregamento de design, em que a seção de fratura passiva (38) compreende uma estrutura tubular de parede única tendo uma parede em que uma rachadura é iniciada e é promovida durante a fratura passiva; em que a seção de fratura passiva (38) compreende uma liga de titânio ou uma liga de alumínio.

9. Riser marinho, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que compreende uma seção de riser adicional que se estende parcialmente entre uma embarcação (12) e uma localização de poço submarino (22) e acoplada à seção de riser tendo a seção de fratura passiva (38) e que não irá fraturar sob o carregamento de design.

10. Riser marinho, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que a primeira seção do riser (40) compreende uma liga de aço.

11. Riser marinho, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que em que a seção de fratura passiva (38) apresenta uma razão de resistência ao rendimento para resistência à tensão de, pelo menos, 0,9, um módulo de elasticidade de no máximo 17 Mpsi, e uma tenacidade à fratura de no máximo 45 KSIin-2.

12. Método, caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de: montar um riser para se estender entre uma embarcação (12) e uma localização de poço submarino (22), o riser compreendendo uma primeira seção do riser (40) feita de um primeiro material e uma segunda seção do riser (38) feita de um segundo material diferente do primeiro material, a segunda seção do riser (38) compreendendo uma seção de fratura passiva (38) que fratura passivamente sob carregamento de design que não causará fratura da primeira seção do riser (40), a segunda seção do riser (38) sendo instalada acima de uma embalagem de riser marinho inferior; utilizar o riser montado durante condições operacionais normais; e permitir fratura passiva (86) da seção de fratura passiva (38) sob condições de design que excedem o carregamento de design; em que a seção de fratura passiva (38) compreende uma estrutura tubular de parede única tendo uma parede em que uma rachadura é iniciada e é promovida durante a fratura passiva; e em que a seção de fratura passiva (38) apresenta uma razão de resistência ao rendimento para resistência à tensão de, pelo menos, 0,9, e tenacidade à fratura de no máximo 45 KSIin-2.

13. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a seção de fratura passiva (38) compreende uma liga de titânio e a primeira seção de riser (40) compreende uma liga de aço.

14. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a seção de fratura passiva (38) compreende uma liga de alumínio e a primeira seção de riser (40) compreende uma liga de aço.

15. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a seção de fratura passiva (38) compreende um material composto e a primeira seção de riser (40) compreende uma liga de aço.

16. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a seção de fratura passiva (38) é conectada adjacente a um equipamento do poço do fundo do mar.

17. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a seção de fratura passiva (38) apresenta um módulo de elasticidade de no máximo 17 Mpsi.

18. Riser marinho, caracterizado pelo fato de que compreende: uma primeira seção de riser (40) feita de um primeiro material e estendendo-se parcialmente entre uma embarcação (12) e uma localização de poço submarino (22); uma segunda seção de riser (38) feita de um segundo material diferente do primeiro material e acoplada à primeira seção do riser (40) e estendendo-se parcialmente entre a embarcação (12) e a localização de poço submarino (22), a segunda seção do riser (38) sendo instalada acima de uma embalagem de riser marinho inferior, a segunda seção do riser (38) compreendendo uma seção de fratura passiva (38) que fratura passivamente sob carregamento de design que não causará fratura da primeira seção do riser (40); em que a seção de fratura passiva (38) compreende uma estrutura tubular de parede única tendo uma parede em que uma rachadura é iniciada e é promovida durante a fratura passiva; e em que a seção de fratura passiva (38) apresenta uma razão de resistência ao rendimento para resistência à tensão de, pelo menos, 0,9, e tenacidade à fratura de no máximo 45 KSIin-2.

19. Riser marinho, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que a seção de fratura passiva (38) compreende uma liga de titânio.

20. Riser marinho, de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato de que a primeira seção do riser (40) compreende uma liga de aço.

21. Riser marinho, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que a seção de fratura passiva (38) compreende uma liga de alumínio.

22. Riser marinho, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que a seção de fratura passiva (38) compreende um material composto.

23. Riser marinho, caracterizado pelo fato de que compreende: uma seção de riser feita de um primeiro material diferente de outras seções de riser do riser marinho, e estendendo-se parcialmente entre uma embarcação (12) e uma localização de poço submarino (22), a seção do riser compreendendo uma seção de fratura passiva (38) instalada acima de uma embalagem de riser marinho inferior que fratura passivamente sob um carregamento que excede carregamento de design, em que a seção de fratura passiva (38) compreende uma estrutura tubular de parede única tendo uma parede em que uma rachadura é iniciada e é promovida durante a fratura passiva; em que a seção de fratura passiva (38) compreende uma liga de titânio, uma liga de alumínio, ou um material composto.

24. Riser marinho, de acordo com a reivindicação 23, caracterizado pelo fato de que a seção de fratura passiva (38) compreende uma liga de titânio e a outra seção de riser compreende uma liga de aço.

25. Riser marinho, de acordo com a reivindicação 23, caracterizado pelo fato de que a seção de fratura passiva (38) compreende uma liga de alumínio e a outra seção de riser compreende uma liga de aço.

26. Riser marinho, de acordo com a reivindicação 23, caracterizado pelo fato de que compreende ainda uma seção de riser adicional que se estende parcialmente entre uma embarcação (12) e uma localização de poço submarino (22) e acoplada à seção de riser tendo a seção de fratura passiva (38) e que não irá fraturar sob o carregamento de design.

27. Riser marinho, de acordo com a reivindicação 26, caracterizado pelo fato de que a primeira seção do riser (40) compreende uma liga de aço.

28. Riser marinho, de acordo com a reivindicação 23, caracterizado pelo fato de que em que a seção de fratura passiva (38) apresenta uma razão de resistência ao rendimento para resistência à tensão de, pelo menos, 0,9, um módulo de elasticidade de no máximo 17 Mpsi, e uma tenacidade à fratura de no máximo 45 KSIin-2.