BR112019027772B1 - Sistema submarino de exportação de hidrocarbonetos e método para exportar fluidos de hidrocarbonetos a partir de uma localização no fundo do mar - Google Patents

Abstract

Um sistema submarino de exportação de hidrocarbonetos compreende uma torre de elevação que tem uma coluna de elevação que se estende de um local no fundo do mar até uma boia de sub-superfície que suporta a coluna de elevação na orientação vertical. Um conector submarino é operável debaixo da água para acoplar temporariamente a coluna de elevação a uma mangueira suspensa a partir de um navio-tanque de transporte regular entre dois pontos de superfície para uma operação de exportação e liberar a mangueira após a operação de exportação.

Description

[0001] A presente invenção refere-se a soluções de descarga offshore para a exportação de fluidos de hidrocarbonetos, como óleo produzido a partir de poços submarinos.

[0002] A exploração offshore de petróleo e gás está sendo realizada em águas cada vez mais desafiadoras, com campos agora sendo desenvolvidos em profundidades de 3000 m ou mais. Para recuperar hidrocarbonetos de tais profundidades, os projetistas de sistemas de elevação e descarga enfrentam difíceis desafios técnicos. Esses desafios podem ser agravados pelas características do oceano e pelas baixas temperaturas do reservatório.

[0003] A invenção também surge dos desafios do desenvolvimento de campos de petróleo submarinos marginais, incluindo campos pequenos, remotos ou inacessíveis. Enfrentar esses desafios exige que o custo de produção e o investimento de capital sejam minimizados.

[0004] Um sistema de produção de petróleo submarino típico compreende poços de produção, cada um com uma cabeça de poço, oleodutos que correm no fundo do mar, estruturas para suportar válvulas e conectores, coletores e colunas de elevação (risers) para trazer fluidos de produção à superfície. Na superfície, uma instalação na parte superior que pode ser uma plataforma ou um navio recebe os fluidos de produção antes de serem transportados.

[0005] O petróleo bruto é um fluido multifásico que geralmente contém areia, óleo, água e gás. Esses componentes do fluxo do poço interagem de várias maneiras que tendem a diminuir a taxa de fluxo no sistema de produção, da cabeça do poço ao armazenamento. Um modo crítico de falha na produção de petróleo bruto é o entupimento ou obturação de tubulações por sólidos, porque a correção dessas obstruções pode ser extremamente cara, especialmente em águas profundas.

[0006] Quando a temperatura de um fluxo de poço diminui abaixo de certo limite, a uma dada pressão, os componentes do petróleo bruto podem reagir juntos ou individualmente para coagular ou se precipitar como cera sólida, asfaltenos ou hidratos que poderiam obstruir uma tubulação. Por exemplo, a cera normalmente aparece no óleo a uma temperatura de cerca de 30° C.

[0007] Como o petróleo bruto está quente na saída de uma cabeça de poço, normalmente em torno de 200° C, uma abordagem na produção submarina de óleo é manter a temperatura do óleo acima do limite crítico até que o óleo seja entregue em uma instalação na borda do navio. Lá, o óleo pode ser tratado para permitir que o óleo tratado seja transportado à temperatura ambiente em navios-tanque ou oleodutos.

[0008] São conhecidas na técnica duas abordagens principais para reduzir o custo de produção de petróleo a partir de campos submarinos, especialmente campos submarinos marginais. Uma primeira abordagem é simplificar o equipamento submarino o máximo possível, por exemplo, usando um oleoduto longo, isolado e opcionalmente aquecido, que se estende de uma cabeça de poço e um mínimo de equipamento adicional submarino. Onde os campos são isolados ou remotos, um desafio dessa abordagem é que o custo de instalação e aquecimento opcional do longo oleoduto se torna um grande elemento do custo de desenvolvimento e operação.

[0009] Campos marginais requerem soluções de baixo custo. Em muitos casos, principalmente em campos isolados, é importante remover o custo do oleoduto. Uma alternativa é usar uma unidade de armazenamento submarina para armazenar o petróleo bruto produzido antes do descarregamento. Por exemplo, o petróleo bruto pode ser armazenado em um saco inflável no fundo do mar.

[00010] Assim, a presente invenção surge de uma segunda abordagem, a saber, transferir pelo menos algumas funções de produção e armazenamento convencionalmente na borda do navio para um local submarino para exportação intermitente de óleo por navios- tanque itinerantes. Isso envolve separação submarina, processamento e armazenamento do óleo produzido. Ao deslocar pelo menos algumas etapas de processamento de óleo da borda do navio para o fundo do mar, a necessidade de isolamento térmico ou aquecimento pode ser reduzida e, idealmente, em princípio, retirada.

[00011] Daqui resulta ser necessário descarregar periodicamente o óleo que foi processado e armazenado embaixo do mar sempre que for necessária a transferência para um navio-tanque.

[00012] Muitas soluções são conhecidas para descarga em alto mar de fluidos de hidrocarbonetos. A maioria envolve a exportação de tais fluidos de uma instalação de armazenamento de superfície ou na borda de um navio para um navio-tanque que está conectado de modo fluido à instalação de armazenamento na parte superior. Geralmente, os sistemas de armazenamento de mangueiras estão localizados nas instalações na borda do navio. Por exemplo, em WO 99/42358, a instalação de armazenamento na borda do navio é uma embarcação flutuante de armazenamento e descarga (FSO) e em WO 2015/22477, a instalação de armazenamento na borda do navio é uma plataforma SPAR flutuante (plataforma que se caracteriza por ter o formato de um cilindro vertical que provê flutuação para suportar instalações acima da superfície da água). Os documentos WO 99/00579 e WO 98/14363 também divulgam plataformas SPAR, que nesses exemplos estão conectadas a uma instalação de armazenamento submarina.

[00013] As instalações de armazenamento na parte superior, como FSO's e SPAR's, são estruturas complexas e volumosas que são muito caras. Além disso, conectá-las a um navio-tanque pode ser um desafio.

[00014] Um navio-tanque pode se conectar a uma boia de descarga, também localizada na superfície. A boia de descarga é conectada fluidamente a uma linha próxima ou para superfície conhecida como linha de descarga (OLL) que é apanhada pelo navio-tanque e alada a bordo para conexão. Isso não elimina a necessidade de sistemas de superfície.

[00015] Às vezes, o armazenamento parcial é fornecido por uma boia de superfície, conforme divulgado no documento WO 2009/117901. US 6688348 e US 5275510 divulgam outro sistema de exportação no qual uma boia de terminação próxima à superfície suporta uma mangueira de exportação.

[00016] As colunas de elevação (risers) permanentes são conhecidos, por exemplo, como divulgado nos documentos WO 2013/037002, US 6453838, US 5657823 e US 2008/0056826, conectados por tubos conectores flexíveis a uma embarcação que é uma unidade flutuante de produção, estocagem e transferência (FPSO) ou outra instalação de superfície. Uma desvantagem desse arranjo é sua permanência: uma FPSO deve estar na estação continuamente para processar hidrocarbonetos que fluem da coluna de elevação (riser); da mesma forma, os tubos de conexão flexíveis entre a coluna de elevação (riser) e o FPSO são um sistema permanente que normalmente permanecerá no local até que a coluna de elevação (riser) seja desativada. Um sistema de exportação adicional a partir da FPSO para um navio-tanque itinerante permanece necessário, diretamente ou através de uma boia, conforme descrito acima. Sistemas adicionais compreendendo colunas de elevação permanentes conectados através de tubos conectores flexíveis a uma FPSO também são descritos nos documentos US 2005/0042952 e US 4436048, embora a desconexão de emergência dos tubos conectores flexíveis da boia seja possível nesses sistemas. Os documentos US 2002/0115365 e US 2003/0180097 descrevem colunas de elevação permanentes que se estendem do fundo do mar a uma plataforma de superfície flutuante. O documento US 2005/0241832 descreve o fornecimento de elementos de flutuação acoplados em série à seção de uma coluna de elevação para fornecer suporte à coluna de elevação entre a plataforma de superfície e o fundo do mar.

[00017] O documento WO 2006/090102 divulga um sistema de tanque ancorado ao fundo do mar.

[00018] No documento WO 85/03494, um navio-tanque visitante se conecta diretamente a um tanque de armazenamento submarino. No documento US 3654951, uma mangueira de exportação é dobrada em cima de um tanque de armazenamento submarino. Isso não é realista para sistemas em águas profundas, porque a mangueira seria longa de modo impraticável e provavelmente seria esmagada pela pressão hidrostática.

[00019] O documento WO 02/076816 divulga um tanque de armazenamento submarino e uma coluna de elevação de exportação tensionada por uma boia submarina. A boia submarina mantém uma mangueira e uma linha de fundeio acessíveis perto da superfície de qualquer navio-tanque. Isso coloca linhas permanentes e outros equipamentos dentro da zona de respingo, logo abaixo da superfície, onde a dinâmica do mar é influente. Isso gera fadiga em mangueiras, linhas e outros equipamentos. Também existe o risco de colidir com navios na superfície. Os documentos US 2006/0000615 e GB 2133446 também descrevem sistemas compreendendo colunas de elevação de exportação que são tensionadas por boias de subsuperfície, nas quais mangueiras de exportação são retidas pelas boias e acessíveis a um navio-tanque para a operação de exportação.

[00020] Assim, uma desvantagem das soluções da técnica anterior é a exigência de desenvolvimento dispendioso que torna antieconômica a exploração de campos pequenos e remotos. Outra desvantagem é a presença de equipamentos permanentes na superfície ou logo abaixo da superfície do mar, gerando risco de choque com embarcações e fadiga causada pelo movimento do mar. Além disso, as soluções da técnica anterior dependem de unidades de superfície, o que as torna inadequadas para uso em águas profundas.

[00021] De encontro a este contexto, a invenção reside em um sistema de exportação de hidrocarbonetos submarino que compreende: uma torre de elevação que tem uma coluna, particularmente uma coluna ou tubo de elevação, estendendo-se a partir de um local no fundo do mar para uma boia de sub-superfície, que suporta a coluna na posição vertical; e um conector submarino que é operável debaixo d'água para acoplar temporariamente a coluna a uma mangueira suspensa de um navio tanque itinerante de superfície para uma operação de exportação e liberar a mangueira após a operação de exportação. A coluna se comunica com um tanque submarino para armazenar fluidos de hidrocarbonetos e um sistema de processamento submarino para processar fluidos de hidrocarbonetos. O conector submarino compreende um soquete voltado para cima na extremidade superior da coluna para receber um elemento conector da mangueira.

[00022] O tanque submarino pode servir como uma base para a torre de elevação. De fato, o sistema de processamento submarino também pode servir como base para a torre que tem uma coluna de elevação. Uma bomba submarina é convenientemente fornecida para bombear fluidos de hidrocarboneto pela coluna até o conector submarino.

[00023] A coluna pode se estender através da boia. A boia circunda adequadamente uma parte de extremidade superior da coluna e pode compreender elementos de couraça que são montados juntos ao redor da parte da extremidade superior da coluna.

[00024] A coluna pode compreender uma conexão entre uma seção inferior principal e uma seção superior menor, a boia sendo afixada à seção superior da coluna.

[00025] Pode haver pelo menos uma formação macho de projeção lateral na coluna, que pode ser engatada com uma formação fêmea de inter-travamento da boia. Essa formação masculina envolve adequadamente a coluna e pode ser formada integralmente com a coluna.

[00026] A boia pode compreender uma luva afixada na coluna e ao redor dela. Nesse caso, um elemento transversal superior pode se estender lateralmente a partir da luva, cujo elemento transversal suporta adequadamente um ou mais pontos de elevação. O elemento transversal superior também pode suportar um ou mais pontos de fixação para a fixação de pelo menos um peso aglomerado. Convenientemente, um ou mais elementos flutuantes da boia podem suportar uma parte inferior do elemento transversal superior para aplicar pressão ascendente flutuante por meio do elemento transversal superior em uso.

[00027] Um elemento transversal inferior também pode se estender lateralmente a partir da luva e suportar adequadamente um ou mais pontos de fixação para a fixação de pelo menos um peso aglomerado. Um ou mais elementos flutuantes da boia podem repousar sobre o elemento transversal inferior.

[00028] Um limitador de flexão pode ser anexado à boia para se estender ao longo e ao redor da coluna sob a boia. Por exemplo, o limitador de flexão pode ser fixado a um elemento cruzado inferior da boia.

[00029] Pelo menos um peso aglomerado pode ser fixado de maneira removível à boia. Tal peso aglomerado pode compreender uma corrente ou pode ser uma estrutura rígida que pode ser acoplada à boia. Em qualquer um dos casos, a boia pode compreender um ou mais tubos ou soquetes externos que se abrem para cima para receber pelo menos um peso aglomerado.

[00030] Em concretizações específicas, o peso aglomerado ou cada um deles pode ser pelo menos parte de um anel que se estende circunferencialmente em torno da boia. Também é possível que o peso aglomerado ou cada um deles compreenda pelo menos um pino que se estenda para baixo para engate com um ou mais dos soquetes respectivos da boia. Nesse caso, o peso do aglomerado ou cada um deles pode compreender um par desses pinos, um pino do par sendo mais longo que o outro pino do par.

[00031] Vantajosamente, a boia pode compreender flutuabilidade não inundável, como espuma flutuante rígida ou macrosferas.

[00032] A mangueira é, adequadamente, uma mangueira de composto de polímero aderido. Embora a mangueira seja preferencialmente longitudinalmente flexível, pode haver uma estrutura de guia rígida em uma extremidade distal da mangueira.

[00033] De preferência, a coluna é de tubo que pode ser enrolado em um carretel ou carrossel a bordo de uma embarcação de instalação, sem deformação plástica substancial do tubo. Por exemplo, a coluna é adequadamente de tubo composto de polímero aderido. Mais geralmente, a coluna é vantajosamente de um material que é substancialmente de flutuação neutra na água do mar.

[00034] O conceito da invenção abrange um método relacionado à exportação de fluidos de hidrocarbonetos a partir de um local no fundo do mar. Esse método compreende: navegar um navio-tanque itinerante para um local de exportação na superfície acima de uma coluna, como uma coluna ou tubo de elevação, que se estende a partir do local no fundo do mar e se comunica com um tanque submarino para armazenar fluidos de hidrocarbonetos até uma boia de subsuperfície, cuja boia suporta a coluna em uma orientação vertical; suspendendo uma mangueira a partir da embarcação para alcançar a coluna; operação de um conector submarino debaixo d'água para acoplar temporariamente a mangueira à coluna para uma operação de exportação; inserindo um plugue de conexão da mangueira em um soquete voltado para cima na extremidade superior da coluna; durante a operação de exportação, fazendo com que fluidos de hidrocarbonetos fluam do local do fundo do mar até a coluna e ao longo da mangueira acoplada ao navio; e após a conclusão da operação de exportação, liberando a mangueira da coluna, ao remover o plugue de conexão da mangueira do soquete voltado para cima, levantando a mangueira para a embarcação e navegando-a para longe do local de exportação na superfície.

[00035] Os fluidos de hidrocarbonetos podem ser armazenados no local do fundo do mar antes da operação de exportação ou podem ser processados no local do fundo do mar antes ou durante a operação de exportação. Os fluidos de hidrocarbonetos são bombeados adequadamente no local do fundo do mar durante a operação de exportação para fluir pela coluna.

[00036] O conceito da invenção se estende a um método relacionado de instalação de um sistema submarino de exportação de hidrocarbonetos. Esse método compreende: abaixar uma seção inferior principal de uma coluna, como uma coluna ou tubo de elevação, para dentro d'água sob uma embarcação de instalação; suspender a seção inferior a partir da embarcação de instalação; posicionar uma boia e uma seção superior menor da coluna sobre a seção inferior suspensa; unir a seção superior à seção inferior para completar a coluna; e abaixar a boia e a coluna completada na água abaixo do navio de instalação para ancorar uma extremidade inferior da coluna em um local no fundo do mar, a uma instalação submarina compreendendo um tanque submarino para armazenar fluidos de hidrocarbonetos, estando então a boia em um local na subsuperfície.

[00037] A seção inferior da coluna pode ser desenrolada do armazenamento a bordo enquanto lança essa seção inferior para dentro d'água. De preferência, a boia e a seção superior são elevadas de uma posição estivada no navio de instalação para uma orientação vertical ao posicioná-las sobre a seção inferior suspensa.

[00038] O lastro pode ser adicionado à boia antes de abaixar a boia e a coluna completa na água abaixo do navio de instalação. O lastro adicionado pode então ser removido da boia depois de ancorar a extremidade inferior da coluna no local do fundo do mar. Para conseguir isso, um ou mais pesos aglomerados podem ser acoplados à boia para adicionar o lastro, por exemplo, inserindo pelo menos parte de um peso aglomerado em um tubo ou soquete externo de abertura para cima na boia. O peso aglomerado ou cada um deles pode ser removido da boia para retirar o lastro adicionado. Nesse caso, o peso aglomerado ou cada um deles pode ser fixado à boia em um nível abaixo de um ponto médio da boia, de preferência a uma região da extremidade inferior da boia. Alternativamente, o peso aglomerado ou de cada um deles pode ser fixado a uma região de extremidade superior da boia.

[00039] Em resumo, a invenção prevê o descarregamento de uma unidade de armazenamento submarina para um navio-tanque de transporte na superfície. Fluidos de hidrocarbonetos, tais como o fluxo de óleo de uma bomba de alimentação no fundo do mar e subindo uma coluna de elevação até uma boia de sub-superfície que suporta a coluna de elevação (riser). Um sistema de coluna de elevação de baixa pressão diferencial compreende um tubo de composto que é de flutuação quase neutra na água do mar.

[00040] Na extremidade inferior, o tubo composto vertical do tubo de elevação é conectado por um conector operado remotamente à tubulação que corre da bomba de alimentação, que bombeia o petróleo bruto da unidade de armazenamento submarina para o sistema de descarga.

[00041] Antes de descarregar, um navio-tanque se posiciona, acima das coordenadas conhecidas da boia. A boia estará dentro de uma área circular de movimento, dependente das interações de corrente e onda. O caminhão-pipa abaixa uma mangueira com um conector na extremidade inferior que é capaz de localizar a boia e a geometria de conexão associada. O navio-tanque move o conector para dentro do alinhamento com a boia e se conecta a um cubo na parte superior da boia. Por exemplo, o navio-tanque itinerante pode empregar um sistema de posicionamento dinâmico para mover o conector lateralmente para a posição apropriada. A descarga de óleo pode então começar. Após o descarregamento, o navio - tanque itinerante se desconecta da boia e parte.

[00042] Para obter a descarga do armazenamento submarino, as concretizações da invenção proveem que o material de tubo compósito seja usado na seção da coluna de elevação, suportada em uma orientação vertical por elementos de flutuação industriais padronizados. A flutuabilidade inundável não é necessária - apenas flutuabilidade compacta e pesos aglomerados associados para instalação. Isso resulta em pesos muito baixos. Além disso, a mangueira é baixada de um navio-tanque para a boia, em vez da abordagem tradicional de puxar uma mangueira flexível até o convés de um navio-tanque.

[00043] Assim, a presente invenção utiliza o desenvolvimento de processamento submarino para simplificar o equipamento e processo de descarga. Um navio-tanque se conecta diretamente a uma boia submarina por uma mangueira, de preferência uma mangueira de composto de polímero aderido. A mangueira deve ser suficientemente flexível para ser armazenada a bordo do navio-tanque, mas suficientemente rígida para ser facilmente guiada ao conector submarino. A mangueira também deve ser forte o suficiente para suportar as pressões às quais será exposta em uso- tanto a pressão do fluido interno como a pressão hidrostática externa na profundidade da boia.

[00044] Concretizações da invenção fornecem um sistema de exportação de hidrocarbonetos subaquático que inclui: uma torre compreendendo uma boia de subsuperfície e uma coluna de elevação entre o fundo do mar e a boia; e uma mangueira temporária içada do navio de superfície; em que a boia subsuperficial compreende um conector submarino para conexão submarina e desconexão da mangueira temporária para exportação de hidrocarbonetos.

[00045] O documento WO 2014/060717 mostra um conector típico que pode ser usado para permitir a conexão entre a boia e a mangueira, apesar do desalinhamento substancial.

[00046] O sistema de exportação também pode compreender um tanque de armazenamento submarino no fundo do mar. Nesse caso, a parte inferior da coluna de elevação pode ser conectada de modo fluido e/ou mecanicamente ao tanque de armazenamento submarino. A coluna de elevação é adequadamente um tubo composto de polímero aderido.

[00047] A boia está adequadamente conectada à mangueira entre 30m e 200m, mais preferencialmente entre 75m e 150m, abaixo da superfície da água. A boia pode compreender pelo menos duas meias conchas divididas.

[00048] O novo sistema proposto pela invenção emprega um tubo de elevação de composto, substancialmente neutro, que é exposto à corrente na profundidade relevante. Este sistema é leve devido aos seus materiais e, portanto, é quase independente da profundidade, fácil de instalar a partir de um carretel e requer menos recursos. Um sistema mais leve requer forças flutuantes mais baixas para manter o tubo de elevação na vertical e pode ser ancorado diretamente por uma unidade de processamento submarina ou por uma base simples.

[00049] A invenção permite um sistema padronizado e mais confiável no qual as partes móveis estão localizadas na extremidade superior do sistema, enquanto a parte inferior do sistema é amplamente estática. Modificações apropriadas podem ser feitas em um sistema de mangueiras de carregamento de navio-tanque itinerante, e a descarga de um tanque de armazenamento pode exigir uma bomba de alimentação submarina associada.

[00050] Para que a invenção possa ser mais facilmente compreendida, agora será feita referência, a título de exemplo, aos desenhos anexos, nos quais:

[00051] a Figura 1 é uma vista lateral esquemática de um sistema de descarga de acordo com a invenção, mostrando um navio-tanque conectado ao sistema para descarregar fluidos de produção do armazenamento submarino;

[00052] a Figura 2 é uma vista em perspectiva de uma concretização de um sistema de descarga de acordo com a Figura 1;

[00053] a Figura 3 é uma vista em perspectiva ampliada de uma boia que faz parte do sistema de descarga da Figura 2, agora acoplado a uma mangueira suspensa do navio-tanque;

[00054] a Figura 4 é uma vista lateral da boia da Figura 3;

[00055] a Figura 5 é uma vista lateral em corte sobre a linha A-A da boia da Figura 4;

[00056] a Figura 6 é uma vista em perspectiva explodida da boia da Figura 3 e uma coluna de elevação à qual a boia está acoplada;

[00057] a Figura 7 corresponde à Figura 6, mas mostra a boia parcialmente montada em torno da coluna de elevação;

[00058] a Figura 8 é uma vista em perspectiva detalhada de um elemento transversal inferior da boia;

[00059] a Figura 9 corresponde à Figura 8, mas mostra um limitador de flexão preso ao elemento transversal inferior;

[00060] a Figura 10 é uma vista em perspectiva que corresponde à Figura 1, mas mostra uma variante de um sistema de descarga da invenção;

[00061] a Figura 11 é uma vista lateral que corresponde à Figura 4, mas mostra a boia na variante da Figura 10;

[00062] a Figura 12 é uma vista lateral em corte sobre a linha A-A da boia da Figura 11;

[00063] a Figura 13 é uma vista em perspectiva explodida da boia da Figura 11 e uma coluna de elevação à qual a boia está acoplada;

[00064] a Figura 14 é uma vista em perspectiva da boia da Figura 11 por baixo, mostrando como as correntes de peso aglomerado podem ser presas à boia;

[00065] a Figura 15 é uma vista em perspectiva correspondente à Figura 14, mas de cima;

[00066] a Figura 16 é uma vista em perspectiva da boia da Figura 11, mostrando um arranjo de mangueira alternativo que também pode ser usado na concretização das Figuras 1 a 9;

[00067] a Figura 17 é uma vista em perspectiva de uma embarcação de instalação que está configurada para instalar a coluna de elevação (riser) e acoplar a boia à coluna de elevação para formar uma torre de elevação (riser);

[00068] a Figura 18 corresponde à Figura 17, mas mostra a embarcação de instalação a partir do outro lado;

[00069] as Figuras 19a a 19e são uma série de vistas laterais esquemáticas da embarcação de instalação das Figuras 17 e 18 ao montar e instalar uma torre de elevação;

[00070] a Figura 20 é uma vista em perspectiva de uma variante da boia da Figura 13, mostrando um suporte alternativo de peso aglomerado;

[00071] as Figuras 21 e 22 são vistas em perspectiva que correspondem à Figura 20, mas mostram os arranjos de peso aglomerado seguros pelo suporte de peso aglomerado;

[00072] as Figuras 23 e 24 são uma vista em perspectiva de uma variante da boia da Figura 13, mostrando arranjos alternativos de peso aglomerado;

[00073] a Figura 25 é uma vista em perspectiva de outra variante da boia da Figura 13, mostrando um suporte alternativo de peso aglomerado; e

[00074] as Figuras 26 a 28 são vistas em perspectiva mostrando como vários pesos aglomerados podem ser engatados e desengatados do suporte de peso aglomerado da Figura 25.

[00075] Fazendo referência primeiramente à Figura 1 dos desenhos, um sistema de descarga 10 da invenção compreende uma instalação submarina de processamento e/ou armazenamento 12 que fica no leito do mar 14. A instalação 12 opcionalmente processa e armazena temporariamente o petróleo bruto antes de descarregar periodicamente o óleo em um navio-tanque visitante de transporte regular entre dois pontos 16 que flutua na superfície 18 acima da instalação 12.

[00076] Para este propósito, uma torre de elevação 20 se estende para cima da instalação submarina 12 para uma extremidade superior abaixo da superfície 18. A torre de elevação 20 compreende um tubo de elevação em compósito 22 que é mantido na vertical e sob tensão por uma boia 24 na sua extremidade superior ou perto dela.

[00077] Convenientemente, neste exemplo, a torre de elevação 20 é ancorada pelo peso da instalação submarina 12. No entanto, outros arranjos de fundação bem conhecidos, como pesos ou estacas, poderiam ser usados em vez disso para ancorar a torre de elevação 20 no fundo do mar 14.

[00078] A extremidade superior do tubo de elevação 22 inclui recursos de interface para juntar com uma mangueira flexível 26 e conexão de fluido com ela que fica suspensa sob a superfície 18 a partir do navio-tanque 16. Quando a mangueira 26 é engatada com o tubo de elevação 22 dessa maneira, a comunicação de fluido é efetuada entre a instalação submarina 12 e o navio-tanque 16 através do tubo de elevação 22 e a mangueira 26.

[00079] Os recursos de interface mostrados aqui na extremidade superior do tubo de elevação 22 compreendem um soquete voltado para cima 28 que recebe um plugue de conexão 30 na extremidade livre da mangueira 26. No entanto, seria possível ter recursos de interface alternativos, como um plugue de conexão na extremidade superior do tubo de elevação 22 que se encaixa com um soquete na extremidade da mangueira 26.

[00080] Neste exemplo, a boia 24 envolve uma seção superior curta 22U do tubo de elevação 22 que implementa os recursos de interface na extremidade superior do tubo de elevação 22. Uma conexão de flange 32 une a seção superior 22U de ponta a ponta a uma seção inferior muito mais longa 22L do tubo de elevação 22. A seção inferior 22L pode se estender a partir da conexão 32 até o fim através da coluna de água até a instalação submarina 12.

[00081] Dentro da boia 24, a seção superior 22U do tubo de elevação 22 é cercada por uma luva tubular fixa 34 em relação telescópica concêntrica. A boia 24 compreende ainda um corpo flutuante tubular 36 que envolve a luva 34. O corpo flutuante 36 pode compreender uma ou mais câmaras ocas, pode ser formado de material flutuante rígido, como espuma sintática, ou pode compreender uma massa de macrosferas flutuantes rígidas, dependendo da pressão hidrostática esperada na profundidade operacional

[00082] O corpo flutuante 36 suporta contra um elemento transversal superior 38 que é fixado à luva 34 acima da boia 24. Consequentemente, a pressão ascendente flutuante do corpo flutuante 36 exercida através do elemento transversal superior 38 e a luva 34 transmite tensão no tubo de elevação 22. A luva 34 e o elemento transversal superior 38 são adequadamente de aço e, portanto, são adequados para serem soldados juntos.

[00083] Neste exemplo, o corpo flutuante 36 compreende conchas 40 de seção transversal parcialmente circular que são reunidas e fixadas juntas como um espaço anelar, por exemplo, aperto sob tensão aplicada a tiras externas, circundando de perto a luva 34 e a seção superior 22U do tubo de elevação 22 dentro da luva 34. Neste exemplo, existem dois conjuntos de conchas 40 empilhadas uma acima da outra. Só poderia haver tal conjunto de conchas 40 ou mais do que dois desses conjuntos de conchas 40.

[00084] Além do elemento transversal superior 36, as conchas 40 estão localizadas contra o movimento axial ao longo do tubo de elevação 22 por engate de formações de localização sobre um lado interno de cada concha 40 com formações de localização complementares no lado externo da luva 34. As formações de localização são exemplificadas aqui por formações macho na luva 34 que se engatam com formações fêmea das conchas 40. Especificamente, os colares espaçados axialmente 42 circundam a luva 34 para engatar com ranhuras no lado interno de cada concha 40.

[00085] Os colares 42 podem ser fixados à luva 34 por soldagem, braçadeiras e/ou colagem. Alternativamente, a luva 34 pode ser omitida. Nesse caso, os colarinhos 42 podem ser presos ou colados diretamente ao tubo de elevação 22 ou podem ser formados integralmente com o tubo de elevação 22 espessando localmente a parede do tubo de elevação 22 para aumentar seu diâmetro externo.

[00086] Um limitador de flexão opcional 44 envolve a seção superior 22U do tubo de elevação 22 imediatamente abaixo da boia 24. Convenientemente, o limitador de flexão 44 é fixado na parte inferior da boia 24 e afunila para baixo, como mostrado aqui. No entanto, como será explicado, outros arranjos de limitadores de flexão são possíveis.

[00087] Com referência à Figura 1, dimensões exemplificativas são definidas abaixo para facilitar o entendimento. Estas dimensões são fornecidas apenas para contextualizar a invenção e não se destinam a ser limitantes.

[00088] h1 - a profundidade do topo da torre de elevação 20 abaixo da superfície 18 - 75m;

[00089] h2. - a altura da boia 24 - 7,5m;

[00090] h3. - a altura da torre de elevação 20 do fundo do mar 18 até o fundo da boia 24 - 50m a> 2000m

[00091] h4. - o comprimento do limitador de flexão 44 - 5m; e

[00092] h5. - o comprimento saliente da seção superior 22U entre a parte inferior da boia 24 e a conexão 32 - 10m.

[00093] Agora é feita referência às Figuras 2 a 9 para descrever uma concretização específica do sistema de descarga 10 em mais detalhes.

[00094] A Figura 2 mostra que a instalação submarina 12 inclui uma bomba de alimentação 46, que durante a descarga bombeia petróleo bruto a partir da instalação 12 até o tubo de elevação 22 e a mangueira 26 para o navio-tanque 16.

[00095] O soquete voltado para cima 28 na extremidade superior do tubo de elevação 22 é mostrado na Figura 2 pronto para engate com um plugue de conexão 30 de uma mangueira 26 suspensa de um navio- tanque 16. A Figura 3 mostra o conector 30 da mangueira 26 agora engatado no soquete 28.

[00096] A vista ampliada da Figura 3 mostra mais detalhes do topo da torre de elevação 20, nomeadamente olhais de chapa para içamento salientes para cima 48 para fixação de linhas de içamento durante a instalação e tiras 50 que circundam firmemente as conchas 40 do corpo flutuante 36. As tiras 48 são recebidas nas respectivas ranhuras circunferenciais 52 que são melhor apreciadas na vista lateral ampliada de modo similar da Figura 4.

[00097] A vista em corte ampliada adicional da Figura 5 mostra detalhes da interface entre o tubo de elevação 22 e a mangueira 26, efetuada através do soquete 28 e do plugue de conexão complementar 30.

[00098] O soquete 28 é definido por um funil de aço tubular 54 afixado no topo da luva 34. O funil 54 é reforçado por teias radiais 56 e é cercado por um invólucro superior tubular 58. O funil 54 e o plugue de conexão 30 têm superfícies de acoplamento tronco-cônicas complementares que guiam essas peças para o alinhamento mútuo quando o plugue de conexão 30 se move para baixo.

[00099] A seção superior 22U do tubo de elevação 22 é mostrada aqui se estendendo concentricamente dentro da luva 34 e projetando- se da luva 34 para dentro do funil 54. A extremidade saliente do tubo de elevação 22 é cercada por um colar de aço 60. Quando o conector do plugue 30 engata dentro do funil 54, o colar 60 é recebido em um rebaixo complementar 62 em uma face de extremidade distal do plugue de conexão 30.

[000100] As Figuras 6 e 7 são vistas explodidas que entre elas mostram: a seção superior 22U do tubo de elevação 22; a conexão de flange 32; a luva 34; o elemento transversal superior 38 fixado à luva 34; as conchas 40 do corpo flutuante 36; os colares 42 que circundam a luva 34; o limitador de flexão 44; e os olhais de chapa para içamento 48.

[000101] As figuras 6 e 7 também mostram outros detalhes. Por exemplo, será evidente que os olhais de chapa para içamento 48 são fixados ao elemento transversal superior 38 e se projetam através das respectivas fendas 64 no invólucro superior 58 que circunda o funil 54. Também será evidente que existe um elemento transversal inferior 66 fixo a uma extremidade inferior da luva 34, que fornece uma localização axial adicional para as conchas 40 do corpo flutuante 36. Além disso, os elementos transversais superior e inferior 38, 66 estão aptos para suportar anodos de sacrifício 68 que protegem as peças de aço da corrosão.

[000102] O elemento transversal inferior 66 fornece um ponto de conexão para a fixação de pesos aglomerados, como será explicado mais adiante com referência às Figuras 16 a 18. Para este fim, a parte inferior do elemento transversal inferior 66 suporta os olhais de chapa suspensos 70 que se projetam através das respectivas fendas 72 em um invólucro inferior 74 em torno do elemento transversal inferior 66.

[000103] O elemento transversal inferior 66 também pode ter outra função, a saber, fornecer um ponto de fixação para o limitador de flexão 44. A este respeito, as Figuras 8 e 9 mostram que o elemento transversal inferior 66 tem um flange circular 76 que se encontra em um plano ortogonal ao eixo longitudinal central comum do tubo de elevação 22 e da luva 34. O flange 76 é penetrado por um conjunto de orifícios espaçados circunferencialmente 78 que têm orifícios de contrapartida 80 em uma face superior paralela do limitador de flexão 44. Isso permite que o limitador de flexão 44 seja aparafusado com segurança ao flange 76 do elemento transversal inferior 66, como mostrado na Figura 9.

[000104] Voltando ao lado das Figuras 10 a 16, estes mostram uma segunda concretização da invenção. Muitas características são comuns à primeira concretização mostrada nas Figuras 1 a 9 e, portanto, não serão repetidas aqui; além disso, números iguais são usados para características semelhantes. As Figuras 11 e 12 mostram melhor as principais diferenças entre a primeira e a segunda concretizações.

[000105] A Figura 11 mostra que a segunda concretização tem um limitador de curvatura mais longo e mais estreito 44. Neste caso, o limitador de flexão 44 é de lados paralelos ao longo da maior parte do seu comprimento e afunila apenas próximo de sua extremidade inferior até o diâmetro do tubo de elevação 22 disposto concentricamente no interior.

[000106] A Figura 12 mostra um arranjo alternativo para a interface entre o tubo de elevação 22 e a mangueira 26. Neste caso, o soquete 28 é embutido na face superior de um invólucro superior 58. Mais uma vez, o invólucro superior 58 circunda um elemento transversal superior 38 no topo das conchas mais altas 40 do corpo flutuante 36. Além disso, o plugue de conexão 30 tem um corpo cilíndrico de lados retos 82 neste exemplo e o soquete 28 tem um rebaixo complementar de lados retos 84. No entanto, o rebaixo 84 é encimado por uma superfície guia tronco- cônica 86 para guiar o corpo 82 para o alinhamento e engate com o rebaixo 84.

[000107] As Figuras 14 e 15 mostram pesos aglomerados na forma de correntes 88 penduradas de olhais de chapa suspensos 70 suportados pelo elemento transversal inferior 66. O peso das correntes 88 é necessário para superar o impulso flutuante da boia 24, de modo a afundar a torre de elevação 20 até a profundidade necessária após a instalação. A localização dos pesos aglomerados na parte inferior da boia melhora a estabilidade, abaixando o centro de gravidade ou o centro de flutuação e diminuindo os momentos de rotação.

[000108] Uma vez que a torre de elevação 20 foi ancorada à instalação submarina 12 ou a outra fundação no fundo do mar 14, as correntes 88 são removidas para que o empuxo de flutuação da boia 24 possa aplicar a tensão necessária ao tubo de elevação 22. Dependendo da profundidade da água, mergulhadores ou um ROV podem ser usados para prender as correntes 88 a linhas de içamento adequadas e liberar as correntes 88 no momento apropriado para recuperação na superfície. A extremidade inferior da corrente 88 é levantada e, em seguida, a extremidade superior da corrente 88 é desconectada dos olhais de chapa para suspensão 70 abaixo da boia 24.

[000109] A Figura 16 mostra um arranjo de mangueira alternativo. Isso é mostrado em relação à segunda concretização, mas também pode ser usado na primeira concretização mostrada nas Figuras 1 a 9. Aqui, a extremidade inferior da mangueira 26 é definida por uma estrutura tubular rígida em perna de cão 90 que desloca o plugue de conexão 30 lateralmente a partir do eixo geralmente descendente da mangueira 26. A estrutura 90 é encimada por um ponto de fixação 92 ao qual um fio de controle 94 pode ser afixado para controlar a posição do plugue de conexão para alinhamento com o soquete 28.

[000110] Passando agora às Figuras 17 e 18, esses desenhos exemplificam como um navio de instalação 96 pode ser adaptado para instalar uma torre de elevação 20 da invenção. Embora as Figuras 17 e 18 representem elementos da segunda concretização mostrada nas Figuras 10 a 16, será evidente que os mesmos princípios podem ser aplicados à instalação da primeira concretização mostrada nas Figuras 1 a 9.

[000111] O recipiente de instalação 96 tem uma plataforma de trabalho 98 que suporta um carrossel 100 no qual a seção inferior principal 22L do tubo de elevação 22 pode ser enrolada ou bobinada. A este respeito, deve notar-se que o tubo de elevação compósito 22 tem alguma flexibilidade para ser flexionado elasticamente ao longo do seu comprimento se for observado um raio de curvatura mínimo suficientemente grande. No princípio, um carretel com um eixo horizontal pode ser usado em vez de um carrossel para transportar a seção inferior 22L do tubo de elevação 22.

[000112] A seção inferior 22L do tubo de elevação 22 é desenrolada do carrossel 100 através de um carretel 102 no convés de trabalho 98 ao lado do carrossel 100 e depois é lançada ao mar ao longo de uma calha 104. Nesta fase, um tensionador 106 a montante da calha 104 transporta a carga do peso da parte lançada da seção inferior 22L.

[000113] Uma vez que a seção inferior 22L do tubo de elevação 22 foi totalmente desenrolada do carrossel 100 e abaixada para o mar, sua carga de peso é transferida para um guindaste 108 no convés de trabalho 98. Como melhor mostrado na Figura 18, uma parte do flange superior 110 da seção inferior 22L é então engatada com uma estrutura de suspensão 112 fora da borda do convés de trabalho 98. Isso deixa o restante da seção inferior 22L pendurado na coluna de água abaixo do navio de instalação 96.

[000114] A plataforma de trabalho 98 suporta uma estrutura 114 que, por sua vez, suporta a seção superior 22U do tubo de elevação 22 cercado pela boia 24. A estrutura 114 é mostrada aqui em uma posição estivada horizontal, mas pode ser articulada em torno de um eixo horizontal em uma posição de instalação. Este movimento de rotação vira a seção superior 22U e a boia 24 e as coloca em alinhamento com o eixo vertical da seção inferior 22L pendurado da estrutura de suspensão 112 abaixo. Traz também uma parte de flange inferior 116 da seção superior 22U para alinhamento com a parte de flange superior 110 da seção inferior 22L. As partes do flange superior e inferior 110, 116 podem então ser parafusadas juntas.

[000115] Quando unidas desta maneira, a parte do flange superior 110 da seção inferior 22L e a parte do flange inferior 116 da seção superior 22U formam juntas a conexão de flange acima mencionada 32 entre as seções superiores e inferiores 22U, 22L. Isso completa todo o comprimento do tubo elevação 22.

[000116] O guindaste 108 pode agora tomar a carga da torre de elevação 20 que compreende o tubo de elevação 22 e a boia 24, afixando as linhas de elevação aos olhais de chapa de içamento 48 mostrados nas figuras anteriores. Os pesos aglomerados são fixados à boia 24 usando os olhais de chapa para suspensão 70 também mostrados nas figuras anteriores. Este lastro adicionado supera a flutuabilidade da boia 24 e permite que o guindaste 108 abaixe a torre de elevação 20 até a profundidade necessária. Quando a extremidade inferior do tubo de elevação 22 tiver sido ancorada à instalação submarina 12 ou outra fundação submarina, os pesos aglomerados podem ser removidos da boia 24 e recuperados para a superfície pelo guindaste 108.

[000117] Agora é feita referência às Figuras 19a a 19e, que mostram o navio de instalação 96 executando o processo de instalação acima mencionado de forma esquemática simplificada.

[000118] A Figura 19a mostra a seção inferior 22L do tubo de elevação 22 sendo abaixada pelo guindaste 108 para engate com a estrutura de suspensão 112. Nesta fase, a estrutura 114 que suporta a boia 24 e a seção superior 22U do tubo de elevação 22 está na posição estivada horizontal.

[000119] Na Figura 19b, o guindaste 108 transferiu a carga da seção inferior 22L para a estrutura de suspensão 112. Com o guindaste 108 agora desengatado da seção inferior 22L, a estrutura 114 foi articulada na posição de instalação vertical. A boia 24 e a seção superior 22U foram assim viradas e colocadas em alinhamento vertical com a seção inferior 22L pendurada da estrutura de suspensão 112.

[000120] A Figura 19c mostra a conexão do flange 32 agora feita entre as seções superior e inferior 22U, 22L para completar todo o comprimento do tubo de elevação 22. O guindaste 108 tem tomado agora a carga da torre de elevação 20 que compreende o tubo de elevação 22 e a boia 24. Além disso, pesos aglomerados exemplificados aqui pelas correntes 88 foram afixados à extremidade inferior da boia 24.

[000121] O lastro adicionado das correntes 88 supera a flutuabilidade da boia 24 e permite que o guindaste 108 abaixe a torre de elevação 20 até a profundidade necessária na água conforme mostrado na Figura 19d. Nessa profundidade, a extremidade inferior do tubo de elevação 22 pode ser ancorada na instalação submarina 12, como mostrado. Finalmente, como mostrado na Figura 19e, as correntes 88 podem ser removidas da boia 24 e recuperadas para a superfície pelo guindaste 108. Um ROV 118 é mostrado nas figuras 19d e 19e para auxiliar nas operações necessárias de conexão, desconexão e recuperação.

[000122] As Figuras 20 a 28 mostram vários arranjos alternativos para suportar pesos aglomerados.

[000123] Na Figura 20, uma boia 24 suporta um conjunto de tubos verticais paralelos 120 que são espaçados angularmente de igual maneira em torno do eixo vertical central da boia 24. Neste exemplo, existem três tubos 120; em vez disso, poderia haver dois desses tubos ou quatro ou mais desses tubos.

[000124] A Figura 21 mostra como os tubos 120 podem ser usados para suportar pesos aglomerados sólidos removíveis 122, como vigas, hastes ou barras, inseridas nas extremidades superiores abertas dos tubos 120. Para remoção, os pesos aglomerados 122 são levantados por um guindaste para puxá-los para fora dos tubos 120.

[000125] Enquanto os pesos aglomerados sólidos 122 permitem a adição de amplo lastro, a Figura 22 mostra como os pesos aglomerados 122 podem ser complementados por correntes de elos de pinos 88 que podem pender dentro e/ou fora dos tubos 120. A Figura 22 também mostra um trabalhador offshore 124 ao lado de uma corrente 88 para ilustrar escala.

[000126] As correntes 88 mostradas na Figura 22 podem ser fixadas ou separadas dos pesos aglomerados sólidos 122. Onde as correntes 88 estão presas aos pesos aglomerados 122, as correntes 88 tornam mais fácil manipular e agarrar os pesos sob a água, por exemplo, anexando um gancho ou uma manilha a um elo superior de uma corrente 88. Alternativamente, as correntes 88 podem ser usadas sozinhas, em vez dos pesos aglomerados sólidos 122.

[000127] As Figuras 23 e 24 mostram soluções que permitem que as correntes de peso aglomerado 88 sejam presas ao topo de uma boia 24. Em cada caso, um elemento transversal superior 38 suporta os ganchos 126 nas extremidades externas que permitem que as correntes 88 sejam enganchadas no lugar. As correntes 88 ficam então penduradas ao lado e fora da boia 24. Este posicionamento tem a vantagem que as correntes 88 são facilmente acessíveis para remoção e recuperação.

[000128] Finalmente, as Figuras 25 a 28 mostram um arranjo adicional de peso aglomerado, no qual pesos sólidos aglomerados 128 são suportados no exterior de uma boia 24.

[000129] Uma estrutura 130 na parte inferior da boia 24 suporta um conjunto de caçambas ou soquetes de abertura para cima 132 que são espaçados angularmente de maneira igual em torno do eixo vertical central da boia 24.

[000130] Os pesos aglomerados sólidos parcialmente circulares 128 são montados juntos como um anel de elevação ou flange que circunda a boia 24. Neste caso, existem dois pesos aglomerados semicirculares 128.

[000131] Cada peso aglomerado 128 tem pontos de fixação 134 no seu lado superior para permitir a fixação das linhas de içamento 136. Cada peso aglomerado 128 também tem pinos espaçados regularmente 138 na parte inferior que são espaçados para alinhar e engatar nos soquetes 132. Neste exemplo, existem quatro soquetes 132 e, portanto, cada um dos dois pesos aglomerados 128 tem dois pinos 138.

[000132] Em cada peso aglomerado 128, um pino 138 é preferencialmente mais comprido que o outro pino 138, como mostrado. Isso permite que o pino mais longo 138 seja engatado com seu soquete 132 primeiro e depois sirva como um pivô que ajuda a guiar o pino mais curto 138 para um soquete adjacente 132.

[000133] Os pesos aglomerados 128 podem ser instalados na estrutura 130 da boia 24 ou removidos da estrutura 130 juntos, como mostrado nas Figuras 26 e 27 ou separadamente, como mostrado na Figura 28. Em princípio, seria possível que um único peso aglomerado 128 cingisse a boia 24 em vez de ser dividido em partes.

[000134] Como em algumas concretizações anteriores, a localização dos pesos aglomerados 128 perto da extremidade inferior da boia 24 melhora a estabilidade ao abaixar o centro de gravidade ou centro de flutuabilidade e diminuindo os momentos de rotação.

Claims (33)

1. Sistema submarino de exportação de hidrocarbonetos, caracterizado pelo fato de que compreende: uma torre de elevação (20) que tem uma coluna (22) que se estende de um local no fundo do mar (14) para uma boia de sub- superfície (24) que suporta a coluna sob tensão em uma orientação vertical, em que a coluna se estende ao longo de um eixo longitudinal central que passa através da boia, e se comunica com um tanque submarino para armazenar fluidos de hidrocarbonetos e com um sistema de processamento submarino (12) para processar fluidos de hidrocarbonetos, e em que a coluna (22) se prolonga através da boia (24); e um conector submarino que é operável debaixo da água para acoplar temporariamente a coluna (22) a uma mangueira (26) suspensa a partir de um navio-tanque de superfície para transporte regular (16) para uma operação de exportação e liberar a mangueira (26) após a operação de exportação; em que, o conector submarino compreende um soquete voltado para cima (28), em uma extremidade superior da coluna (22) e alinhado com o eixo longitudinal central da coluna, para receber um plugue de conexão (30) da mangueira (26).

2. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o tanque submarino serve como uma base para a torre de elevação (20).

3. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que compreende ainda uma bomba submarina (46) para bombear fluidos de hidrocarboneto pela coluna (22) até o conector submarino.

4. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a boia (24) circunda uma parte da extremidade superior da coluna (22).

5. Sistema, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que a boia (24) compreende elementos de concha (40) montados juntos em torno da parte de extremidade superior da coluna.

6. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a coluna (22) compreende uma conexão entre uma seção inferior principal (22L) e uma seção superior menor (22U), a boia (24) sendo afixada à seção superior da coluna.

7. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que compreende pelo menos uma formação macho de projeção lateral na coluna (22), cuja formação está engatada com uma formação fêmea de intertravamento da boia (24).

8. Sistema, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que a formação macho circunda a coluna (22).

9. Sistema, de acordo com a reivindicação 7 ou 8, caracterizado pelo fato de que a formação macho é formada integralmente com a coluna (22).

10. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a boia (24) compreende uma luva (34) fixada e que circunda a coluna (22).

11. Sistema, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que compreende ainda um elemento transversal superior (38) que se estende lateralmente a partir da luva (34), cujo elemento transversal suporta um ou mais pontos de elevação.

12. Sistema, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que o elemento transversal superior (38) também suporta um ou mais pontos de fixação para a fixação de pelo menos um peso aglomerado.

13. Sistema, de acordo com a reivindicação 11 ou 12, caracterizado pelo fato de que, um ou mais elementos flutuantes da boia (24) suportam uma parte inferior do elemento transversal superior (38) para aplicar pressão ascendente flutuante ao elemento transversal superior em uso.

14. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 13, caracterizado pelo fato de que compreende ainda um elemento transversal inferior (66) que se estende lateralmente a partir da luva (34).

15. Sistema, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que o elemento transversal inferior (66) suporta um ou mais pontos de fixação para a fixação de pelo menos um peso aglomerado.

16. Sistema, de acordo com a reivindicação 14 ou 15, caracterizado pelo fato de que um ou mais elementos flutuantes da boia (24) repousam sobre o elemento transversal inferior (66).

17. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que um limitador de flexão (44) é anexado à boia (24) e se estende ao longo e ao redor da coluna (22) sob a boia.

18. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que compreende ainda pelo menos um peso aglomerado fixado de maneira amovível à boia.

19. Sistema, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que o peso aglomerado ou cada um deles compreende uma corrente (88).

20. Sistema, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que o ou cada peso aglomerado é uma estrutura rígida (122) acoplável à boia (24).

21. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a boia (24) compreende um ou mais tubos (120) ou soquetes (132) externos que se abrem para cima para receber pelo menos um peso aglomerado.

22. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a boia (24) compreende flutuabilidade não inundável.

23. Sistema, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que a boia (24) compreende espuma flutuante rígida ou macrosferas.

24. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a mangueira (26) é uma mangueira de composto de polímero colado.

25. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a mangueira (26) é longitudinalmente flexível e compreende uma estrutura-guia rígida na extremidade distal da mangueira.

26. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a coluna (22) é de tubo que pode ser enrolado em um carretel ou carrossel a bordo de uma embarcação de instalação, sem deformação plástica substancial do tubo.

27. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a coluna (22) é um tubo composto de polímero colado.

28. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a coluna (22) é de material que é substancialmente de flutuação neutra na água do mar.

29. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a mangueira (26) é conectada à coluna (22) a uma profundidade entre 30m e 200m debaixo d'água.

30. Método para exportar fluidos de hidrocarbonetos a partir de uma localização no fundo do mar, caracterizado pelo fato de que o método compreende: navegar um navio-tanque de transporte regular (16) para um local de exportação na superfície acima de uma coluna (22) que se estende do local do fundo do mar (14) e se comunica com um tanque submarino (12) para armazenar os fluidos de hidrocarbonetos até uma boia de sub-superfície (24), que sustenta a coluna (22) sob tensão em uma orientação vertical que se estende ao longo de um eixo longitudinal central que passa através da boia (24), e em que a coluna (22) se prolonga através da boia (24); suspender uma mangueira (26) do navio (16) para alcançar a coluna (22); operar um conector submarino debaixo da água para acoplar temporariamente a mangueira (26) à coluna (22) para uma operação de exportação, inserindo um plugue de conexão (30) da mangueira (26) em um soquete voltado para cima (28) em uma extremidade superior da coluna (22), em que quando acoplado, o soquete (28) e o plugue de conexão (30) são mutualmente alinhados ao longo do eixo longitudinal central da coluna (22); durante a operação de exportação, fazer com que fluidos de hidrocarbonetos fluam do local no fundo do mar até a coluna (22) e ao longo da mangueira (26) acoplada ao navio (16); e ao concluir a operação de exportação, soltar a mangueira (26) da coluna (22) removendo o plugue de conexão (30) da mangueira do soquete voltado para cima (28), içando a mangueira (26) para o navio (16) e fazer navegar o navio afastando-o do local de exportação da superfície.

31. Método, de acordo com a reivindicação 30, caracterizado pelo fato de que compreende armazenar os fluidos de hidrocarbonetos no local do fundo do mar (14) antes da operação de exportação.

32. Método, de acordo com a reivindicação 30 ou 31, caracterizado pelo fato de que compreende o processamento dos fluidos de hidrocarbonetos no local do fundo do mar antes ou durante a operação de exportação.

33. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 30 a 32, caracterizado pelo fato de que compreende bombear os fluidos de hidrocarbonetos no local do fundo do mar durante a operação de exportação para fluir pela coluna (22).