BRPI0601788B1 - Hybrid system of anchorage of pipes in floating structures and anchorage methods - Google Patents

Abstract

sistema híbrido de âncoragem de tubulações em estruturas flutuantes e método de ancoragem. a presente invenção se refere a um sistema de ancoragem de riser posicionado preferencialmente no flanco interno dos submarinos de plataformas de petróleo, abaixo da linha d<39>água, onde será totalmente sustentada, e estará apta a ter suas ramificações conectadas à plataforma, também em uma posição abaixo do nível da superfície da água. também se pleiteia um método de ancoragem, em que se elimina a necessidade de utilização de três guinchos adicionais, auxiliares á operação.

Description

SISTEMA HÍBRIDO DE ANCORAGEM DE TUBULAÇÕES EM ESTRUTURAS FLUTUANTES E MÉTODO DE ANCORAGEM Campo da Invenção A presente invenção se refere a um sistema de ancoragem de tubulações ascendentes (“r/sers”) em estruturas flutuantes, mais particularmente em nível abaixo da linha d'água, e posicionado no flanco interno dos submarinos de plataformas de petróleo. O sistema incorpora a tecnologia utilizada em suportes tipo tubos “I” em associação com a tecnologia dos suportes cônicos, e por meio de método apropriado elimina a necessidade de utilização de três guinchos adicionais, os quais são atualmente empregados.

Descrição da Técnica Relacionada Na produção de petróleo em alto mar é utilizado um conjunto de tubulações que escoa a produção de um poço produtivo no leito do mar a uma plataforma na superfície do mar. Este conjunto de tubulações (linhas umbilicais eletro-hidráulicas, injeção de água, e bombeamento de óleo e gás, propriamente ditas) é convencionalmente denominado: linha de coleta de produção, conhecida pelo jargão técnico por “riset Este conjunto de tubulações, que constituem uma linha de coleta de produção, se subdivide basicamente em duas porções distintas: - A primeira porção, preponderantemente horizontal, constituída de tubulação flexível ou rígida, que liga o poço de petróleo no leito do mar, a um ponto sob a localização da plataforma, denominada "trecho horizontal de coleta", sendo este estático e conhecido pelo jargão técnico por “flow”. - A segunda porção, é constituída por uma tubulação preponderantemente vertical, conectada ao trecho horizontal e que ascende do leito do mar até a plataforma, onde se acoplará, denominada “trecho vertical de coleta", conhecida peto jargão técnico por “r/ser".

Comumente devido â distância entre o poço submarino de petróleo e a plataforma, a linha de coleta de produção é disposta sobre o leito do mar por embarcação específica para esse fim. A linha é lançada desde o poço produtor por grandes intervalos de distância chegando a atingir de 2 a 3 quilômetros, até chegar à plataforma . 0 procedimento inicia-se com o acoplamento de uma das extremidades da tubulação ao poço produtor, em seguida a tubulação vai sendo lançada desde o poço produtor até a plataforma pela embarcação, que vai desenrolando a tubulação do seu convés gradativamente enquanto se desloca, até alcançar a plataforma, para onde será transferida a outra extremidade livre, e a esta será posteriormente fixada.

Atualmente existem duas localizações básicas de ancoragem desta extremidade da linha de coleta à plataforma, com seus respectivos elementos de fixação/acoplagem e respectivos procedimentos conhecidos da técnica, que permitem a conexão à plataforma. A primeira e mais empregada localização de ancoragem é ao nível do convés inferior da plataforma, ou no jargão técnico “spider deck”. Quando se utiliza este tipo de ancoragem, necessariamente, tanto a linha de coleta de produção, quanto o umbilical hidráulico e de “gas lifT são direcionadas individualmente, por meio de um elemento conhecido como tubo “Γ, ou no jargão técnico “I - Tube“. Por sua vez, o tubo “I” se fixa nos flancos internos ou externos de submarinos, estruturas flutuantes abaixo da linha d'água que sustentam a plataforma, ou no jargão técnico “ponfoon”.

Quando se utiliza a ancoragem ao nível do convés inferior, é sabido que um restritor de curvatura, ou no jargão técnico “bend stiffenner*', provido ao corpo da linha de coleta fica travado em uma boca de sino, ou no jargão técnico “bell mouth”, a qual se encontra acoplada na parte inferior do tubo “P\ Através de um incremento na carga de içamento da linha de coleta, os cabos fusíveis que mantém o restritor de curvatura acoplado à linha de coleta são rompidos, e permite assim que a linha continue subindo por dentro do tubo “IM até o nível do convés inferior onde é fixada no seu respectivo suporte, através de uma trava bi-partida, ou no jargão técnico “Hang-off”, o quai suporta todo o peso vertical da linha de coleta, enquanto as cargas axiais são suportadas pelo restritor de curvatura.

Neste conhecido conceito de ancoragem das linhas à plataforma, o tubo “I” tem como função básica direcionar as linhas por debaixo dos submarinos, de modo a evitar o contato das linhas com o submarino ou entre si, apontando-as para a área delimitada pelas colunas de sustentação da plataforma em direção ao convés inferior, onde serão realmente ancoradas.

Como se pode perceber, utilizando este tipo de ancoragem, as linhas de coleta são totalmente sustentadas ao nível do convés inferior, razão pela qual os suportes a esse nível devem ser bem reforçados. Outra peculiaridade deste conceito de ancoragem é o fato de expor as linhas desde a superfície d'água até o convés inferior, na área delimitada pelas colunas de sustentação da plataforma.

Esta exposição da linha, desde a superfície d'água até o convés inferior, gera um ambiente de risco. Como a distância entre as colunas da plataforma é grande o suficiente para a passagem de uma embarcação, em um caso de falha operacional ou perda de máquina da embarcação, a mesma pode vir a se chocar contra as linhas expostas, e ocasionar um desastre de grandes proporções, principalmente se a linha for de gás ou óleo.

Visando a segurança, as empresas certificadoras agora proíbem que as linhas de gás ou óleo sejam ancoradas ao nível do convés inferior, permitindo, porém, a utilização deste conceito de ancoragem para linhas umbilicais eletro-hidráulicas ou de injeção de água. A segunda localização possível de ancoragem da linha de coleta de produção, e também utilizada atualmente, é faze-la diretamente sobre o flanco externo do submarino, a um nível abaixo da superfície d'água. Esta ancoragem é feita por meio de suportes cônicos em que a linha de coleta tanto se sustenta, como também se ramifica para acoplagem/conexão à plataforma. O suporte cônico por nâo ser provido de qualquer meio auxiliar de direcionamento da linha de coleta de produção, tal qual o tubo “I” utilizado na concepção de ancoragem ao convés inferior, precisa ser fixado diretamente no flanco externo dos submarinos, de modo a evitar qualquer contato da linha de coleta com o corpo do submarino durante o processo de ancoragem.

Porém, devido à configuração e dimensão dos submarinos, o ponto de fixação dos suportes cônicos ao seu flanco externo resulta em uma baixa altura de lâmina d'água entre os dispositivos de acoplamento da linha de coleta e a superfície do mar. Esta baixa altura de lâmina d'água, associada a um posicionamento do suporte cônico em área de trafego de embarcações, oferece um ambiente de risco, pois pode ocorrer um choque do fundo de uma embarcação que se aproxime do costado da plataforma com as ramificações e conexões da linha de coleta.

Para cada situação de ancoragem citada acima, há um método diverso que envolve particularidades na transferência da linha de coleta da embarcação para a plataforma, e de procedimentos de centralização da linha de coleta ao suporte fixador. Mas atualmente, estes dois métodos de ancoragem encontram-se incompatíveis com as normas certificadoras por motivo de segurança.

Para satisfazer as exigências das certificadoras, deixou-se de utilizar a ancoragem ao nível do convés inferior, para que as linhas de coleta de produção com gás e óleo não ficassem expostas fora d'água, e passou-se a ancorá-las em suportes cônicos, agora fixados no flanco interno dos submarinos, num nível mais abaixo da face superior dos mesmos.

Esta nova concepção de ancoragem foi aceita pelas empresas certificadoras, pois além de evitar a exposição aérea de linhas de gás/óleo na área delimitada pelas colunas da plataforma, a fixação dos suportes cônicos aos flancos internos dos submarinos possibilitou a ancoragem das linhas de coleta numa posição mais baixa, sobrando uma altura de lâmina d'água segura, caso ocorra uma eventual invasão de alguma embarcação na área sob o convés da plataforma. O método empregado para a ancoragem das linhas de coleta ao nível do convés inferior utiliza apenas um guincho. Já o método empregado para a ancoragem nos suportes cônicos fixados no flanco externo dos submarinos utiliza além do guincho principal, mais dois guinchos auxiliares para a centralização e encaixe da linha de coleta em relação à boca de entrada do suporte cônico.

Com a exigência do posicionamento do suporte cônico no flanco interior do submarino, houve a necessidade de utilizar além dos três guinchos, mais um quarto guincho. A necessidade de mais um guincho é devido ao atrito ocasionado pelo fundo do submarino nas linhas de coleta durante o procedimento de transferência da linha de coleta, da embarcação para a plataforma. O atrito ocorre em virtude do novo posicionamento do suporte cônico sobre o flanco interior do submarino.

Como o suporte cônico é um simples engate fixado ao flanco do submarino, não há um pré-direcionamento dos cabos, que permita içá-los paralelamente ao flanco interno do submarino, evitando qualquer tipo de atrito. A solução encontrada foi utilizar mais um guincho, com o objetivo de manter os cabos e a linha de coleta afastados da estrutura dos submarinos, enquanto os demais guinchos realizam os procedimentos padrões.

Contudo, ao utilizar mais um guincho, em função do posicionamento do suporte cônico no flanco interno dos submarinos, gerou-se outras necessidades antes inexistentes, tais como: - Organizar antecipadamente todo um conjunto de procedimentos preparatórios; - Necessidade de instalar maniihas, patescas e passar os cabos dos guinchos auxiliares por estas, antes desnecessárias; - Instalação de uma estrutura balcão com olhais sobre todo o anel dos submarinos para passagem de cabos e fixação de patescas e maniihas.

Deve-se ressaltar que a instalação das maniihas, patescas e a passagem dos cabos auxiliares são todos realizados com o auxílio de mergulhadores. Além de difícil execução, o procedimento ficou totalmente dependente das condições de mar. E o fato de haver necessidade do serviço de mergulhadores, também limitou a tempo de execução do serviço, visto que cada mergulho fica restrito a aproximadamente 27 minutos, em função da profundidade de trabalho em torno de 30 metros. O sistema híbrido de ancoragem de riser no flanco interno do submarino de plataformas de petróleo e seu método foram desenvolvidos a partir da quebra de paradigma da filosofia de utilização de um elemento direcionador tipo o tubo “I”, associado a um conector ancorado ao nível do convés inferior. Diante dessa nova visão técnica, fundamentada na preocupação com o desenvolvimento de um procedimento que pudesse diminuir o risco de acidentes, preservasse a integridade física nas operações, e que pudesse sér realizado sob qualquer condição de mar, abriu-se o caminho para realizar o acoplamento das linhas de coleta em suportes semelhantes ao tubo “I”.

Neste sentido foi desenvolvido um novo sistema híbrido de ancoragem de riser preferencialmente no flanco interno do submarino de plataformas de petróleo baseado em elementos do tipo tubo “I”. A invenção descrita a seguir decorre da contínua pesquisa neste seguimento, cujo enfoque objetiva a simplificação, a precisão e a redução de custos nas operações de ancoragem de linhas de coleta às plataformas. Também visa prover um novo conceito de ancoragem com respectivo método de aplicação.

Outros objetivos que o sistema de ancoragem de riser no flanco interno do submarino de plataformas de petróleo e seu método de ancoragem, objetos da presente invenção, se propõem alcançar são a seguir elencados: a. Facilitar a ancoragem de linhas de coleta ao flanco dos submarinos, a um nível a baixo das quilhas de embarcações; b. Permitir a conexão das ramificações da linha de coleta abaixo de linha d'água; c. Direcionar as linhas de coleta em um sentido paralelo ao flanco do submarino, durante o processo de ancoragem; d. Eliminar a necessidade de patescas, e manilhas e cabos auxiliares; e. Realizar a ancoragem com apenas um guincho, eliminando a necessidade dos três guinchos auxiliares; f. Aumentar a confiabilidade das ancoragens das linhas de coleta à plataforma; g. Diminuir sensivelmente o tempo necessário para uma ancoragem de linha de coleta; h. Satisfazer as exigências de segurança das empresas certificadoras; i. Minimizar o auxílio de mergulhadores na ancoragem.

Sumário da Invenção Refere-se a presente invenção a uma ancoragem de riser, mas em um primeiro aspecto, a invenção compreende um sistema híbrido localizado abaixo da linha d'água e aplicável em qualquer situação de ancoragem de linhas de coletas, mas preferencialmente no flanco interno de submarinos de plataformas de petróleo. O sistema híbrido de ancoragem de riser propõe um meio de direcionamento, ou tubo "I” híbrido, que apresenta a configuração de um tubo cilíndrico vazado, com a sua abertura inferior provida de um flange, onde será fixado removivelmente a aparelhagem já conhecida da técnica tal como uma boca de sino. A esta se acoplará um restritor de curvatura. O conjunto é estruturalmente reforçado para suportar a carga axial gerada pelo peso da linha de coleta, com suas dimensões variando conforme o projeto da plataforma, sendo levadas em consideração variáveis tais como: altura da lâmina d'água, carga na unidade móvel (UM), estrutura da linha (rígida ou flexível). A outra extremidade do tubo “I” híbrido é dotada de uma ancoragem cônica fêmea. O sistema também inclui um cone macho articulado maciço, com ângulo de formação equivalente ao ângulo de abertura da ancoragem cônica fêmea, vazado em seu eixo desde a superfície superior até a superfície inferior. O cone macho é provido de um meio de articulação e um meio de travamento, e depois que envolve e trava a extremidade da linha de coleta, pode ser assentado sobre a ancoragem cônica fêmea, passando a sustentar todo o peso da dita linha de coleta.

Em um segundo aspecto a invenção compreende um método com as seguintes etapas: A - descer a extremidade de um cabo principal até um nível abaixo do submarino, passando por dentro do tubo “I” híbrido; B - fixar à extremidade do cabo principal a um cabo auxiliar, que sobe pelo costado da plataforma até o convés; C - lançar, por meio de um tiro de retinida, uma linha mensageira à embarcação, que se aproximou da plataforma com uma das extremidades da linha de coleta de produção; D - no convés da plataforma, por meio da linha mensageira, puxar da embarcação para o convés da plataforma um cabo mensageiro de maior resistência, e em seguida, por meio do cabo mensageiro, puxar para o convés da plataforma um cabo de aço; E - sobre o convés, içar o cabo auxiliar e junto deste a extremidade do cabo principal do guincho principal; F - efetuar o entrelaçamento entre o cabo de aço puxado da embarcação, com a extremidade do cabo principal do guincho principal, estando as extremidades firmemente conectadas, e lançar o conjunto a água; G - liberar a linha de coleta de produção da embarcação; H - afastar a embarcação do costado da plataforma; I - acionar o guincho principal, e içar o cabo principal, o qual puxa a linha de coleta de produção, que transpassa o tubo I híbrido, até que um restritor de curvatura, provido ao corpo da linha de coleta fique travado na boca de sino; J - para de içar, por meio do guincho principal, a linha de coleta quando a extremidade da dita linha de coleta atingir um nível imediatamente acima do nível da ancoragem cônica fêmea, onde permanecerá sustentada pelo guincho principal; K - por meio de uma talha ou guincho auxiliar descer o cone macho articulado até uma altura equivalente ao nível da extremidade da linha de coleta; L - abre o cone macho articulado com o auxílio de um mergulhador que se aproxima, encaixando e travando o dito cone macho articulado na extremidade da linha de coleta; M - deixar a linha de coleta de produção descer, utilizando o guincho principal, para que cone macho articulado se assente à ancoragem cônica fêmea.

Breve Descrição dos Desenhos A invenção será descrita a seguir, mais detalhadamente, em conjunto com os desenhos abaixo relacionados, os quais, meramente a título de exemplo, acompanham o presente relatório, do qual é parte integrante, e nos quais: A Figura 1 retrata uma vista em corte de um tubo “Γ da técnica anterior. A Figura 2 retrata uma vista em perspectiva do flanco interno do submarino de uma plataforma de petróleo provido com um suporte cônico e o sistema objeto da invenção. A Figura 3 retrata mais uma vista perspectiva da invenção com o cone macho articulado pré-encaixado. A Figura 4 retrata uma vista detalhada do cone macho articulado. A Figura 5A retrata uma vista esquemática do início dos procedimentos do método de ancoragem proposto. A Figura 5B retrata uma vista esquemática de uma etapa intermediária do método de ancoragem. A Figura 5C retrata uma vista esquemática de uma etapa final do método de ancoragem.

Descrição Detalhada da Invenção O sistema híbrido de ancoragem de riser no flanco interno do submarino de plataformas de petróleo e respectivo método de ancoragem, objetos da presente invenção, foram desenvolvidos a partir de pesquisas de utilização de um elemento híbrido que pudesse ter a função de direcionar as linhas de coleta, associado à função de ancoragem. Diante dessa nova visão técnica, fundamentada na preocupação de dispor todos os componentes de ancoragem incluindo as conexões e acoplamentos, em uma linha abaixo da superfície d'água e em uma profundidade segura em relação às quilhas de embarcações, foi proposto o novo sistema de ancoragem / acoplagem.

Como pode ser visualizado na Figura 1, o tubo I (100), utilizado nas ancoragens padrões da técnica anterior ao nível do convés inferior da plataforma, é originalmente configurado como um elemento tubular (101), com sua abertura superior provida de acabamento em chanfro (102) ou com uma leve conicidade para facilitar a passagem das linhas e seus acessórios, enquanto que e a sua abertura inferior é provida por um flange (103) onde se fixa removivelmente uma aparelhagem já conhecida da técnica como boca de sino e a este um restritor de curvatura. O tubo I (100) é entáo fixado irremovivelmente a suportes (104), e estes ao flanco do submarino (106), de modo a manter o eixo do tubo I (100) em um ângulo de 5° a 10° em relação ao eixo vertical da plataforma. O sistema híbrido de ancoragem de riser no flanco interno do submarino de plataformas de petróleo foi desenvolvido a partir da configuração básica deste modelo de tubo I (100) atualmente existente.

Na Figura 2 pode-se visualizar o sistema proposto pela invenção ao lado de um suporte cônico (107), também utilizado anteriormente, ambos fixados no flanco interno do submarino (106), para satisfazer as exigências das certificadoras.

Com o sistema híbrido de ancoragem (1) é possível continuar direcionando as linhas de coleta (105) por debaixo dos submarinos (106), de modo a evitar o contato das mesmas com os ditos submarinos (106) e entre si, que é a função principal do tubo I atualmente existente. Porém a ancoragem e as conexões nâo se darão mais ao nível do convés inferior da plataforma, e sim abaixo da linha d'água, tal qual acontece nos suportes cônicos (107), conforme comparação demonstrada nesta figura.

Opcionalmente também será possível utilizar os próprios suportes cônicos (107) como base de fixação do sistema híbrido proposto, aproveitando todos os meios de conexão e acoplagem disponíveis utilizado por este tipo de ancoragem. A Figura 3 mostra o sistema híbrido de ancoragem (1) proposto compreendido basicamente por um meio de direcionamento (2) dos cabos de transferência e das próprias linhas de coleta (105), uma ancoragem cônica fêmea (3), um cone macho de ancoragem articulado (4), um suporte (6) e opcionalmente uma bucha de correção (7).

Mais detalhadamente, o sistema híbrido de ancoragem (1) consiste em um meio de direcionamento da linha de coleta (105) denominado tubo I híbrido (2), com as características do Tubo I (101) conhecido da técnica, ou seja, um tubo cilíndrico vazado, sendo a abertura inferior provida de um flange (2a), onde será fixado removivelmente uma aparelhagem já conhecida da técnica como boca de sino (108) e neste se acoplará o restritor de curvatura (109). Porém, o tubo I híbrido (2) tem seu corpo e o seu flange (2a), estruturalmente reforçados para suportar a carga axial gerada pelo peso da linha de coleta (105), e as dimensões variam conforme o projeto da plataforma, sendo levadas em consideração variáveis tais como: altura da lâmina d'água, carga na na unidade móvel (UM), estrutura da linha (rígida ou flexível). A abertura superior do tubo I híbrido (2) é provida por uma ancoragem cônica fêmea (3), com ângulo de abertura de 30° a 120°, preferencialmente 60°.

Este componente, a ancoragem cônica fêmea (3), é essencial para concretizar novo conceito de ancoragem proposto, pois é nele que encaixará um cone macho articulado (4), que tem como função travar a linha de coleta (105) à ancoragem cônica fêmea (3).

Conforme detalhamento da Figura 4, o cone macho articulado (4) se diferencia das demais travas cônicas utilizadas nos outros tipos de ancoragens existentes.

As travas cônicas até hoje empregadas são simplesmente bi partidas, mas com o novo método desenvolvido, a tarefa de travamento da linha de coleta (105) não se dará mais ao nível do convés inferior da plataforma onde a acoplagem do cone macho à extremidade da linha de coleta podia ser executada em condições secas e favoráveis com disponibilidade de espaço, mão de obra e ferra mental. O sistema híbrido de ancoragem proposto exige que a tarefa de travamento seja executada abaixo do nível dágua e será atribuída a um único técnico mergulhador.

Assim, o sistema de ancoragem (1) prevê um cone macho articulado (4) de fácil manipulação. O cone macho articulado (4), tal qual o cone macho da técnica anterior, é maciço, em ângulo, vazado em seu eixo desde a superfície superior até a superfície inferior, furo este, conformado ao formato da extremidade da linha de coleta (105), de modo a envolvê-la e travá-la. O cone macho articulado (4) é bipartido em um plano axial, e tem como diferencial um meio de articulação (4a) e um meio de travamento (4b), que permitirão que um mergulhador direcione o cone macho articulado (4) junto à extremidade da linha de coleta (105), envolvendo-a e travando em uma única etapa sem necessidade de ferramentas ou auxílio de outro mergulhador para casar as partes do cone.

Retornando às Figuras 2 e 3 distinguem-se diferentes meios de aplicar o sistema de ancoragem (1): Na Figura 2 o objeto da invenção (1) está diretamente fixado ao flanco do submarino (106) por um suporte (6).

Na Figura 3 o dito sistema está fixado ao flanco do submarino (106) por meio do antigo suporte cônico (107). Nesta aplicação o suporte cônico (107) existente para linha de coleta (105) de estrutura rígida pode ser opcionalmente aproveitado como base de instalação do sistema híbrido de ancoragem (1). Para isso este é provido de uma bucha de correção (7) que ajusta o ângulo de inclinação do sistema híbrido de ancoragem (1) dentro da faixa de 5° à 10°, ao mesmo tempo em que o fixa. Está variação construtiva tem aplicabilidade em plataformas em que o sistema de ancoragem ainda é feito por meio de suportes cônicos.

Deve-se também salientar que apesar do sistema proposto ter sido desenvolvido especificamente visando a resolução de problemas da ancoragem de linhas de coletas (105) no flanco interior dos submarinos de plataformas de petróleo, nada impede a sua aplicação no flanco exterior dos mesmos submarinos. A invenção compreende também um método, que é derivado do método utilizado quando a ancoragem era feita ao nível do convés inferior da plataforma, mas que substitui toda a operação que é hoje realizada em função da exigência das certificadoras de realizar as ancoragens da linha de coleta de produção diretamente sobre o flanco interno do submarino, a um nível abaixo da superfície d'água. A descrição do método será feita com base nas Figuras 5A, 5B e 5C. Cabe ressaltar que o conceito inventivo a seguir descrito não possui caráter limitativo, e um especialista com habilidades na técnica reconhecerá haver possibilidade de se alterar a seqüência, para se incluir ou eliminar determinados detalhamentos de etapas do método de operação conforme a carga de cada suporte, ou profundidade de operação ou qualquer outra variável dos elementos envolvidos no procedimento, estas alterações estando encampadas no escopo do método da invenção.

Na Figura 5A pode-se verificar que o início dos procedimentos para se efetuar a ancoragem de riser no flanco interno dos submarinos de plataformas de petróleo segue as seguintes etapas: 1° - Descer a extremidade do cabo principal (8) até um nível abaixo da superfície inferior do submarino (106), passando por dentro do tubo I híbrido (2). 2° - Fixar à extremidade do cabo principal (8) a um cabo auxiliar (9) que sobe pelo costado da plataforma até o convés. 3° - Lançar pçr melo de um tiro de retinida, uma linha mensageira (10), da embarcação, que se aproximou da plataforma com uma das extremidades da linha de coleta de produção (105), 4° - No convés da plataforma, por meio da linha mensageira (10), puxar da embarcação para o convés da plataforma um cabo mensageiro de maior resistência, e em seguida, por meio do cabo mensageiro, puxar para o convés da plataforma um cabo de aço (13), estes dois últimos não mostrados na Figura. 5° - Içar para o convés o cabo auxiliar (9), e junto deste, a extremidade do cabo principal (8) do guincho principal (11). 6° - Efetuar o entrelaçamento entre o cabo de aço (13) puxado da embarcação com a extremidade do cabo principal (8) do guincho principal (11), conectando as extremidades firmemente, e lançar o conjunto a água (Figura 5B). 7° - Liberar a linha de coleta de produção (105) da embarcação, podendo-se considerar esta, deste ponto em diante, transferida e exclusivamente sob o controle dos operadores da plataforma.

As etapas 4a a 7a podem ser invertidas, isto é, pode-se puxar o cabo do guincho principal para a embarcação e efetuar a “lingada” ou entrelaçamento sobre o convés da embarcação, sem alterar o escopo do método. 8° - Afastar a embarcação do costado da plataforma. Desta etapa em diante haverá atuação de um mergulhador.

Até aqui as etapas são basicamente conhecidas da técnica, e utilizadas com pequenas variações, como a destacada anteriormente, para ancoragem de linhas de coleta ao nível do convés inferior da plataforma, quando se usam os tubos I convencionais. A partir da desta etapa (Figura 5C) o método se diferencia. 9° - Acionar o guincho principal (11), e içar o cabo principal (8), puxando a linha de coleta de produção (105), que transpassa o tubo I híbrido (2), até que um restritor de curvatura, provido ao corpo da linha de coleta (105), fique travado na boca de sino por meio de travas. Estes componentes já se encontram acoplados ao flange (2a) do tubo I híbrido (2).

Então, através de um incremento na carga de içamento do guincho principal (11) sobre o cabo principal (8), os cabos fusíveis que mantém o restritor de curvatura conectado junto à linha de coleta são rompidos, e permite assim, que somente a extremidade da linha de coleta continue subindo por dentro do tubo I híbrido (2). O restritor de curvatura, a boca de sino e os cabos fusíveis citados nesta etapa não estão detalhados nos desenhos esquemáticos das etapas do processo, por fazerem parte de um sub-procedimento conhecido, e representar detalhamentos que não alteram as etapas principais do processo proposto.

Deve ser salientado que durante a descrição da 9a etapa foram citados esses detalhamentos sobre o acoplamento do restritor de curvatura à boca de sino utilizando-se fios fusíveis, meramente para que houvesse um entendimento mais amplo de como ocorre este acoplamento da linha de coleta de produção (105) à base do tubo I híbrido (2). 10° - Parar de içar a linha de coleta (105) quando a extremidade da dita linha de coleta atingir um nível imediatamente acima do nível da ancoragem cônica fêmea (3), onde permanecerá sustentada pelo guincho principal (11), para início das etapas finais. 11° - Descer o cone macho articulado (4) até o nível da extremidade da linha de coleta (105), por meio de uma talha ou guincho auxiliar (12). 12° - Abrir o cone macho articulado (4), encaixar e travar o dito cone macho articulado (4) na extremidade da linha de coleta (105), com o auxílio de um mergulhador que se aproxima.

Este procedimento é relativamente rápido e fácil, pois além de todo o peso do cone macho articulado (4) estar sustentado pela talha ou guincho auxiliar (12), uma vez alinhado os níveis de altura entre a extremidade da linha de coleta (105) e o cone macho articulado (4), o encaixe se dará facilmente, com a abertura e subsequente fechamento do dito cone macho articulado (4) envolvendo e travando a extremidade da linha de coleta (105). Uma vez efetuado este procedimento o mergulhador já estará liberado. 13° - Liberar o guincho principal (11) deixando a linha de coleta de produção (105) descer para que cone macho articulado (4) se assente à ancoragem cônica fêmea (3), onde a linha coleta de produção (105) será totalmente sustentada, e estará apta a ter suas ramificações conectadas à plataforma sob a superfície da água, no flanco interior do submarino (106).

Este método permite a conexão das ramificações da linha coleta de produção (105) em um nível abaixo da linha água, tal qual às conexões obtidas utilizando os suportes cônicos (107), porém, economiza tempo de mergulho, elimina a necessidade dos três guinchos auxiliares, instalação de manilhas, patescas, passagem dos cabos auxiliares, e, principalmente, evita o atrito ocasionado pelo fundo do submarino (106) nas linhas de coleta (105) durante o procedimento de transferência da linha de coleta, da embarcação para a plataforma, tal qual ocorria com a utilização dos suportes cônicos (107). A invenção foi aqui descrita com referência sendo feita à suas concretizações preferidas. Deve, entretanto, ficar claro, que a invenção não está limitada a essas concretizações, e aqueles com habilidades na técnica irão imediatamente perceber que alterações e substituições podem ser feitas dentro deste conceito inventivo aqui descrito.

REIVINDICAÇÕES

Claims (5)

1 - SISTEMA HÍBRIDO DE ANCORAGEM DE TUBULAÇÕES EM ESTRUTURAS FLUTUANTES, o qual compreende os seguintes componentes: um meio de direcionamento da linha de coleta, provido em uma de suas extremidades por um flange, onde se fixa removivelmente uma aparelhagem conhecida da técnica como boca de sino (108), e a esta um restritor de curvatura (109), o dito meio de direcionamento também provido na outra extremidade por um acabamento; sendo que no sistema híbrido de ancoragem (1) proposto o meio de direcionamento, ou tubo I híbrido (2), apresenta a configuração de um tubo cilíndrico vazado, com a sua abertura inferior provida de um flange (2a), onde será fixado removivelmente a aparelhagem já conhecida da técnica como boca de sino (108) e nesta se acoplará um restritor de curvatura (109); sendo ainda caracterizado por o tubo I híbrido (2) ter seu corpo e o seu flange (2a) estruturalmente reforçados para suportar a carga axial gerada pelo peso da linha de coleta (105), com suas dimensões variando conforme o projeto da plataforma, sendo levadas em consideração variáveis tais como: altura da lâmina d'água, carga na unidade móvel, estrutura da linha (rígida ou flexível); na outra extremidade a abertura superior do tubo I híbrido (2) é provida por uma ancoragem cônica fêmea (3), o sistema híbrido de ancoragem (1) ainda provido por um cone macho articulado (4) maciço, com ângulo de formação equivalente ao ângulo de abertura da ancoragem cônica fêmea (3), e vazado em seu eixo desde a superfície superior até a superfície inferior, furo este, conformado ao formato da extremidade da linha de coleta (105); o cone macho articulado (4), é ainda provido por um meio de articulação (4a) e um meio de travamento (4b).

2 - SISTEMA HÍBRIDO DE ANCORAGEM DE TUBULAÇÕES EM ESTRUTURAS FLUTUANTES, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado oor opcionalmente ser provido de uma bucha de correção (7).

3 - SISTEMA HÍBRIDO DE ANCORAGEM DE TUBULAÇÕES EM ESTRUTURAS FLUTUANTES, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o cone fêmea apresentar uma faixa de abertura entre 30° e 120 mas preferencialmente de 60°.

4 - MÉTODO DE ANCORAGEM COM O SISTEMA HÍBRIDO DE ANCORAGEM DE TUBULAÇÕES EM ESTRUTURAS FLUTUANTES, caracterizado por compreender as seguintes etapas: 1° · descer a extremidade do cabo principal (8) até um nível abaixo da superfície inferior do submarino (106), passando por dentro do tubo I híbrido (2); 2° - fixar à extremidade do cabo principal (8) a um cabo auxiliar (9) que sobe pelo costado da plataforma até o convés; 3° - lançar por meio de um tiro de retinida, uma linha mensageira (10), da embarcação, que se aproximou da plataforma com uma das extremidades da linha de coleta de produção (105); 4° - no convés da plataforma, por meio da linha mensageira (10), puxar da embarcação para o convés da plataforma um cabo mensageiro de maior resistência, e em seguida, por meio do cabo mensageiro, puxar para o convés da plataforma um cabo de aço (13); 5° - içar para o convés da plataforma o cabo auxiliar (9), e junto deste, a extremidade do cabo principal (8) do guincho principal (11); 6° - efetuar o entrelaçamento entre o cabo de aço (13) puxado da embarcação com a extremidade do cabo principal (8) do guincho principal (11), conectando as extremidades firmemente, e lançar o conjunto à água; 7° - liberar a linha de coleta de produção (105) da embarcação; 8° - afastar a embarcação do costado da plataforma; 9° - acionar o guincho principal (11), e içar o cabo principal (8), puxando a linha de coleta de produção (105), que transpassa o tubo I híbrido (2), até que um restritor de curvatura, provido ao corpo da linha de coleta (105), fique travado na boca de sino; 10° - parar de içar a tinha de coleta (105) quando a extremidade da dita linha de coleta atingir um nível imediatamente acima do nível da ancoragem cônica fêmea (3), onde permanecerá sustentada pelo guincho principal (11); 11° - descer o cone macho articulado (4) até o nível da extremidade da linha de coleta (105), por meio de uma talha ou guincho auxiliar (12); 12° - abrir o cone macho articulado (4), encaixar e travar o dito cone macho articulado (4) na extremidade da linha de coleta (105), com o auxílio de um mergulhador que se aproxima; 13° - liberar o guincho principal (11) deixando a linha de coleta de produção (105) descer para que cone macho articulado (4) se assente à ancoragem cônica fêmea (3).

5 - MÉTODO DE ANCORAGEM COM O SISTEMA HÍBRIDO DE ANCORAGEM DE TUBULAÇÕES EM ESTRUTURAS FLUTUANTES, caracterizado por compreender as seguintes etapas: 1° - descer a extremidade do cabo principal (8) até um nível abaixo da superfície inferior do submarino (106), passando por dentro do tubo I híbrido (2); 2° - fixar à extremidade do cabo principal (8) a um cabo auxiliar (9) que sobe pelo costado da plataforma até o convés; 3° - lançar por meio de um tiro de retinida, uma linha mensageira (10), da embarcação, que se aproximou da plataforma com uma das extremidades da linha de coleta de produção (105); 4° - no convés da embarcação, por meio da linha mensageira (10), puxar do convés da plataforma um cabo mensageiro de maior resistência, e em seguida por meio do cabo mensageiro, puxar para o convés da embarcação um cabo de aço (13); 5° - sobre a embarcação, içar o cabo auxiliar (9), e junto, desta a extremidade do cabo principal (8) do guincho principal (11); 6° - efetuar o entrelaçamento entre o cabo de aço (13) puxado da plataforma, com a extremidade da linha de coleta de produção (105), conectando as extremidades firmemente, e lançar o conjunto à água; 7° - liberar a linha de coleta de produção (105) da embarcação; 8° - afastar a embarcação do costado da plataforma; 9° - acionar o guincho principal (11), e içar o cabo principal (8), puxando a linha de coleta de produção (105), que transpassa o tubo I híbrido (2), até que um restritor de curvatura, provido ao corpo da linha de coleta (105), fique travado na boca de sino; 10° - parar de içar a linha de coleta (105) quando a extremidade da dita linha de coleta atingir um nível imediatamente acima do nível da ancoragem cônica fêmea (3), onde permanecerá sustentada pelo guincho principal (11); 11° - descer o cone macho articulado (4) até o nível da extremidade da linha de coleta (105), por meio de uma talha ou guincho auxiliar (12); 12° - abrir o cone macho articulado (4), encaixar e travar o dito cone macho articulado (4) na extremidade da linha de coleta (105), com o auxílio de um mergulhador que se aproxima; 13° - liberar o guincho principal (11) deixando a linha de coleta de produção (105) descer para que cone macho articulado (4) se assente à ancoragem cônica fêmea (3).