BRPI0612784A2 - método de instalação de conduto ascendente - Google Patents

Abstract

MéTODO DE INSTALAçãO DE CONDUTO ASCENDENTE. A invenção trata de um método de instalação de conduto ascendente que compreende as etapas de: a. proporcionar uma primeira embarcação situada sobre um poço de hidrocarboneto; b. suportar um duto de transferência de hidrocarboneto a partir da primeira embarcação por uma primeira extremidade que é afixada a um dispositivo de baixamento sobre a primeira embarcação; c. afixar uma segunda extremidade do duto de transferência a uma segunda embarcação, em uma posição próxima à primeira embarcação; d. baixar o duto de transferência através do dispositivo de baixamento; e. aumentar a distância da segunda embarcação da primeira embarcação deslocando a segunda embarcação na direção de uma terceira embarcação, que está fundeada em uma posição de fundeio a uma distância da primeira embarcação, enquanto puxando o duto de transferência até a segunda embarcação estar próxima da terceira embarcação; f. contatar uma seção do duto de transferência com o leito do mar em uma posição entre as primeira e segunda extremidades do duto de transferência; g. deslocar a segunda extremidade do duto de transferência através de uma distância da primeira embarcação, vista na direção longitudinal do duto de transferência, que é maior que a distância entre a primeira embarcação e a posição de fundeio da terceira embarcação; h. retornar a segunda extremidade do duto de transferência à posição de fundeio da terceira embarcação; e f. colocar a segunda extremidade do duto de transferência de hidrocarboneto em comunicação fluídica com a terceira embarcação.

Description

"MÉTODO DE INSTALAÇÃO DE CONDUTO ASCENDENTE".

A invenção trata da instalação de um conduto ascendente no qual o conduto ascendente é baixado de uma primeira embarcação e é rebocado com sua extremidade de terminação por um reboque sobre o leito do mar para um ponto de terminação.

Um método de instalação deste tipo e conhecido do documento WO 2004/035375 no nome da requerente. Esta publicação descreve uma Unidade de Produção Flutuante (FPU) que é ancorada no leito do mar e que compreende um ou mais condutores submarinos se estendendo do navio para o leito do mar. A FPU compreende dispositivos elevadores para montar e baixar condutores submarinos verticalmente no sentido do leito do mar. Os condutos submarinos baixados podem ser puxados da FPU por um rebocador no sentido de uma cabeça de poço pré-perfurada e serem conectados com a mesma para que hidrocarbonetos possam fluir da cabeça de poço para a FPU onde os hidrocarbonetos podem ser processados e/ou armazenados temporariamente.

Outro método de instalação conecta diferentes segmentos de um oleoduto e reboca o oleoduto para o sítio onde é instalado sobre o leito de mar. Da conferência iiOffshore Technology Conference" 11875, Houston, Texas, em 1-4 de maio de 2000 com o título "Conduto Híbrido para Águas Profundas Offshore África" um duto conduto para águas profundas é descrito compreendendo um revestimento externo em aço com um número de condutos de produção, linhas de injeção de gás e água. O conduto ascendente é montado em terra e rebocado para um local onde é levantado e conectado com a função sobre o leito do mar. A parte superior do conduto ascendente é conectada com uma bóia submersa. Após a instalação do conduto ascendente híbrido, a bóia submersa é conectada através de flexidutos com a instalação na superfície tal como um FPSO, que pode estar localizado a uma distância entre 70 m - 200 m da bóia submersa. O método conhecido apresenta a desvantagem de que durante a instalação dos condutos submarinos todos de uma vez, nenhuma produção e/ou processamento de hidrocarboneto pode ocorrer. Outrossim, a instalação requer equipamento de instalação especial e dedicado. Embarcações de instalação especializadas são construídas para trabalhar em estados do mar tão agitados quanto possível e daí equipamento considerável e dispendioso.

Pela patente US 4 182 584 é conhecido afixar-se um condutor de produção submarino autônomo para uso em águas profundas entre uma parte base e uma bóia submersa.Com um vaso equipado com guindaste, tal como um semi - sub, O conduto do duto prolongador é baixado através da parte central da bóia e acoplado com o fundo até a parte de conduto montante ser completada. A seguir, uma mangueira flexível é afixada a uma instalação na superfície para produção de hidrocarboneto e processamento. Mais uma vez, o uso de vasos adrede construídos para instalação de conduto e para produção/processamento de hidrocarboneto requer programação e mobilização do vaso de instalação para o local e altas taxas diárias e a desmobilização do vaso de instalação após a instalação do conduto.

O desenvolvimento de campos em águas profundas pode consistir de vários poços submarinos separados por longas distâncias a partir de uma FPU centralizada. Estes poços são associados coma FPU através de oleodutos em aço, e os condutos podem termina na unidade de produção como SCRs. Um grande cenário de campo pode levar anos para ser plenamente desenvolvido. Dependendo dos programas de perfuração e completação, vasos de construção podem ser mobilizados múltiplas vezes de maneira a conectar os poços com a FPU. Estes vasos podem custar milhões de dólares para mobilizar e suas taxas de trabalho podem ultrapassar cem a duzentos dólares diários. Por conseguinte, e vantajoso minimizar ou eliminar a necessidade por estes vasos auto-instalando os oleodutos e condutores submarinos a partir da embarcação sonda. O método de WO 12004/035375 descreve um método de instalação de um duto sem o uso de uma embarcação lançadora de dutos submarinos especial, a parte de terminação do oleoduto sendo instalada sobre o leito do mar ou sobre um a bóia submersa. Ao fixar o oleoduto a uma embarcação na superfície, tal como um FSU, o ângulo de partida em relação à vertical deve ser exatamente determinado para prevenir enfraquecimento por fadiga durante o uso, e deve se enquadrar entre 10° e 20°.

Constitui um dos objetivos da presente invenção proporcionar um método de instalação, que evita o uso de embarcações lançadoras de dutos dedicadas e com o ângulo de partida dos condutos afixados a uma embarcação na superfície ou a uma bóia submersa pode ser exatamente controlado.

Aqui o método de instalação de acordo com a presente invenção compreende as etapas de:

a. proporcionar uma primeira embarcação situada sobre um poço de hidrocarboneto;

b. suportar um duto de transferência de hidrocarboneto pela primeira embarcação por uma primeira extremidade que é afixada a um dispositivo de baixamento sobre a primeira embarcação;

c. afixar uma segunda extremidade do duto de hidrocarboneto a uma segunda embarcação, em uma posição próxima à primeira embarcação;

d. baixar o duto de transferência através do dispositivo de

baixamento;

e. aumentar a distância da segunda embarcação em relação à primeira embarcação navegando a segunda embarcação na direção de uma terceira embarcação, que está fundeada em uma posição de ancoragem a uma distância da primeira embarcação, enquanto puxando o duto de transferência até a segunda embarcação estar próxima da terceira embarcação;

f. colocar uma seção do duto de transferência em contato com o leito do mar em uma posição entre as primeira e segunda extremidades do duto de transferência.

g. deslocar a segunda extremidade do duto de transferência

através de uma distância da primeira embarcação, vista na

direção de comprimento do duto de transferência, que é maior que a distância entre a primeira embarcação e a posição de fundeio da terceira embarcação.

h. retornar a segunda extremidade do duto de transferência à

posição de fundeio da terceira embarcação; e

i. colocar a segunda extremidade do duto de transferência de hidrocarboneto em comunicação fluídica com a terceira embarcação.

Tracionando a coluna de dutos, que pode ser uma coluna catenária de aço (SCRI) através da segunda embarcação, tal como um rebocador, através do leito de mar para a terceira embarcação (FSU), um método de instalação simples é realizado sem o uso de uma embarcação lançadora de dutos dispendiosa. O método confere maior flexibilidade na instalação do conduto ascendente e produção e/ou processamento de hidrocarboneto evitando programação complexa do vaso de instalação e permitindo a instalação do duto a qualquer momento apropriado.

Ao tracionar a coluna de dutos através do leito de mar, o ângulo de tração em relação à vertical será maior, de maneira a transmitir corretamente a força de tração horizontal, então o ângulo de partida requerido da coluna de dutos da terceira embarcação ou bóia de fundeio ao qual está afixada durante o uso. Tracionando a coluna de dutos além do ponto de fundeio da embarcação na superfície ou da bóia (submersa) à qual a extremidade de terminação da coluna de dutos é afixada, a posição de contato da coluna de dutos com o leito de mar é deslocada no sentido da posição de fundeio e o ângulo de partida da coluna de dutos é aumentado ao valor ideal. Como o duto não é suscetível de inspeção nesta área as normas requerem que os cálculos de fadiga apresentem uma vida útil de IOx, a vida prevista do duto, isto é, para um campo da duração de 25 anos. O projetista, por conseguinte, leva em consideração os movimentos de embarcação por 25 anos e diferentes ângulos do duto com parâmetros do solo na zona de toque para determinar qual é um ângulo aceitável para o movimento de duto previsto. Genericamente, um ângulo menos vertical comprovou aumentar a vida de fadiga. Como ângulos menos verticais resultam em maiores cargas sobre a embarcação de preferência o ângulo é mantido tão vertical quanto possível. 15 a 20 graus em relação à vertical constituem ângulos preferenciais, todavia, em águas mais profundas os ângulos podem ser menores.

A coluna de dutos pode ser transferida da segunda embarcação para a FSU para o levantamento da coluna de dutos no lado afastado da primeira embarcação. Naquela posição a coluna de dutos pode ser puxada abaixo da FSU além do ponto de fundeio, para que o ponto de partida do leito do mar seja deslocado suficientemente próximo ao PSU de maneira a obter o ângulo de partida desejado. A seguir, a segunda embarcação pode retornar ao PSU para conectar a extremidade de terminação da coluna de dutos. Nesta etapa a segunda embarcação não exerce uma força de tração muito grande, e pode assim abordar a PSU a uma distância relativamente estreita sem o risco de colisão em virtude de resistência de solo variável como ocorre durante a tração da coluna de dutos através do leito de mar.

Em um método alternativo, a coluna de dutos é puxada além de sua posição de fundeio por temporariamente alterar a posição de fundeio da terceira embarcação. Um primeiro conjunto de linhas de ancoragem voltada para a primeira embarcação é afrouxada ao passo que um segundo conjunto de linhas de ancoragem situado em um lado dirigido em sentido contrário à primeira embarcação é tensionado, após o que o primeiro conjunto é tensionado e o segundo conjunto é afrouxado.

Em uma modalidade, a primeira embarcação consiste em um navio sonda ou de repasse que está situado sobre um poço de hidrocarboneto marítimo. Após ou durante as atividades de perfuração ou repasse sobre um poço de hidrocarboneto, a coluna de dutos pode ser rebocada para a terceira embarcação e ser conectada pela sua extremidade de terminação, após o que sua extremidade de iniciação pode ser conectada com o poço recém perfurado. Desta maneira múltiplas cadeias de dutos ou condutores submarinos podem ser conectadas durante a perfuração de vários poços, na qual o método de instalação da coluna de dutos pode ocorrer simultaneamente com as operações de perfuração.

Em uma modalidade de um método de instalação de um condutor submarino, de acordo com a presente invenção, a força de tração exercida pela segunda embarcação é intermitentemente aumentada e baixada para reboar o duto de transferência através do leito de mar por uma distância predeterminada, sucedido assentando o duto de transferência em um estado estacionário repetindo as etapas d e e. No caso da coluna de dutos ser constituída de segmentos, que podem ser soldados ou conectados por conectores rosqueados, a força de tração intermitente pode ser sincronizada com a taxa de montagem de tubo dos segmentos, e com o ciclo de redução da coluna de dutos. A distância pela qual a coluna de dutos é puxada em cada ciclo pode corresponder com o comprimento de um ou mais segmentos, um segmento tendo uma extensão, por exemplo, de entre 10 e 50 m. À medida que aumenta a extensão de dutos repousando sobre o leito de mar, a força de tração aumentará, que pode ser mais efetivamente transferida em curtas durações de alta potência do que em uma força contínua.

No caso da alimentação da coluna de dutos a partir de um tambor ou carretei ou no caso da utilização de uma embarcaçao-sonda dupla que pode baixar duas colunas de dutos de uma vez e na qual uma montagem contínua de segmentos de duto pode se processar, uma força de tração baixa e contínua pode ser utilizada para rebocar o duto. Uma embarcação sonda dupla pode efetuar a perfuração e separadamente uma atividade de intervenção em dois poços ao mesmo tempo ou ter duas colunas de perfuração com diferentes diâmetros para perfuração eficiente de um poço.

Os ditos navios-sonda podem ter duas torres de perfuração ou uma torre de perfuração simples constituiria ao mesmo tempo duas colunas de perfuração, pode ser montada para fins de eficiência e reduzir o tempo de perfuração marítima (torre simples ou dupla MODU). Estes navios sonda duplos são bem conhecidos e usados na indústria e por exemplo descrito nas patentes US 6047781 e US 6068069, intituladas "Multi-activity offshore exploration" e/ou "Multi-activity offshore exploration and/ou development drilling method and apparatus", que estão ambas em nome da Transocean.

Para acomodar a flexão do duto de transferência durante a instalação, que assume uma configuração catenária, um membro guia pode ser previsto sobre a primeira embarcação através do qual o duto de transferência é guiado ao longo de um trajeto curvado a um ângulo com a vertical a partir da primeira embarcação na direção do leito de mar. O membro guia pode, por exemplo, compreender um "guia-dutos" que é disposto próximo ou abaixo do nível da quilha da primeira embarcação, e compreendendo um número de pára-choques de diâmetro crescente com a distância abaixo da sonda. A série de pára-choques forma superfície em forma de trombeta que tem um raio (no plano vertical) que limita o raio de flexão da coluna de dutos e que a previne de ceder ao ser puxada lateralmente ao ângulo requerido para estender a coluna de dutos.

O ajuste do ângulo de partida da coluna de dutos ou condutos submarinos a partir da primeira embarcação também pode ser efetuado lastrando a primeira embarcação para que sua linha central vertical seja inclinada na direção da coluna de dutos. Desta maneira, não necessitam ser tomadas quaisquer medidas especiais para guiar a coluna de dutos ao longo de uma trajetória curva no ponto de partida da primeira embarcação.

Algumas modalidades de um método de acordo com a presente invenção serão explanadas em detalhe com referência aos desenhos apensos. De acordo com os desenhos:

A fig. 1 mostra uma representação esquemática de uma sonda de perfuração/intervenção conectada com uma FPU através de uma linha de dutos de aço suportada sobre o leito de mar.

A fig. 2 mostra uma representação esquemática de uma FPU conectada com uma estrutura flutuante, tal como um terminal de exportação, através de um oleoduto suportado sobre o leito de mar.

A fig. 3 mostra esquematicamente o ângulo de partida do oleoduto no rebocador durante o ato de rebocar.

A fig. 4 mostra esquematicamente um layout de uma sonda de perfuração/intervenção dupla e uma FPU atracada em uma torre.

As figs. 5 e 6 mostram uma vista lateral e uma vista superior respectivamente de um oleoduto sendo rebocado de uma sonda de perfuração/intervenção da fig. 4 para a FPU através de um rebocador.

As fig. 7-11 mostram de forma esquemática o oleoduto sendo rebocado além da posição de fundeio da FPU, e a seguir conectado com a FPU.

As figs. 12-14 mostram esquematicamente o oleoduto sendo rebocado além da posição de fundeio da FPU através de seletivo estiramento e afrouxamento das linhas de fundeio da FPU.

As figs. 15-16 mostram a afixação da extremidade de terminação da coluna de dutos a uma bóia submersa.

A fig. 17 mostra a inclinação controlada da sonda de perfuração/intervenção para adaptar o ângulo de partida da sonda aquela da coluna de dutos catenária.

A fig. 18 mostra o emprego de um membro guia para flexão controlada do oleoduto.

A figura 1 mostra uma sonda de perfuração/intervenção 1 que está conectada com um poço submarino 2 sobre o leito de mar 3 através de uma coluna de perfuração 4. Um duto 5 é por uma extremidade de iniciação 6 conectado com um dispositivo de baixar e levantar 7 da sonda 1 se estende a um ângulo de partida β com a vertical de entre 3o e 10°. O duto é suportado sobre o leito de mar e se estende no sentido de uma FPU 8, que é fundeada no leito de mar através de cabos de amarração 9 a uma distância D de por exemplo entre 500 m e 10 km. O duto 5 se estende de um ponto de partida 1 sobre o leito de mar, para cima para a FPU. A parte de terminação 12 do duto 5 pode compreender um conduto ascendente catenária de aço (SCR). A profundidade da água pode estar entre 500 m e 3000 m.

A instalação do duto 5 envolve o puxar a extremidade de terminação 11 da sonda para a FPU 8 por intermédio de uma Terminação Extrema de oleoduto ascendente (PLET) ou de uma configuração de Conduto ascendente Catenária em Aço (SCR) próxima ou diretamente para uma Unidade de Produção Flutuante (FPU) 8 que pode ser uma FPSO, um Espato, um Semi Sub, um TLP, etc. O duto 5 é puxado através do leito de mar 3 até o ponto de partida 10 estar na posição correta de maneira a obter o ângulo de partida desejado a. Após a instalação, a extremidade de iniciação 6 do duto 5 pode permanecer afixada à sonda 1, ou pode ser baixada, sob controle de veículo ROV, para ser conectada com o poço de hidrocarboneto 2. Uma vez que o duto seja assentado, a sonda 1 pode ter a extremidade de iniciação 6 do duto 5 afixada à mesma ou ao sítio submarino 2.

Durante as atividades de perfuração ou de intervenção, o oleoduto 5 ou o SCR podem ser montados simultaneamente na embarcação de perfuração 1 e ser puxada da embarcação de perfuração no sentido da FPU 8 com o auxilio de um rebocador durante condições atmosféricas estáveis.

As barcaças de perfuração 1 são normalmente usadas para perfurar ou intervir em poços 2. Após o poço 2 ser perfurado ou conforme explanado acima mesmo durante a perfuração de um novo poço, a montagem de um novo SCR ou oleoduto 5 pode ser iniciada e o rebocador pode rebocar o duto para a posição correta. Este procedimento pode ser repetido enquanto um oleoduto já está instalado e existe um fluxo de hidrocarboneto de uma cabeça de poço para a FPU. Quando um oleoduto ou SR é desconectado da sonda 1 e conectado com a cabeça de poço 2, a produção e processamento de hidrocarboneto podem ser iniciados na FPU 8. Dutos adicionais podem ser instalados a partir de novas cabeças de poço perfuradas no mesmo sítio ou a embarcação perfuradora 1 pode ser movida para um sítio diferente e iniciar a perfuração de um novo poço.

Na modalidade da fig. 2, a FPU 8 é conectada com a extremidade de iniciação 6 do oleoduto 5, e uma terceira embarcação, tal como uma bóia de exportação 13, é afixada à extremidade de terminação 11 do duto 5. Completada a instalação, a extremidade de terminação 11 é transferida da FPU 8 para a embarcação ou bóia 13 através de um rebocador.

Na fig. 3, um rebocador 20 é ilustrado rebocando a extremidade de terminação 11 do duto 5 através do leito de mar 3 da embarcação de perfuração/sonda de intervenção 1, para a FPU 8. A extremidade de terminação 11 é afixada a um cabo ou corrente 23 que é afixada a um guincho 21a bordo do rebocador. O ângulo de partida γ com a vertical durante o reboque está entre 20° e 50° de maneira a transferir corretamente uma força de tração horizontal sobre o duto 5. O duto 5 pode ser constituído de segmentos de duto, cada um dos quais pode um comprimento, por exemplo, de 10 a 50 m e que são afixados à extremidade de iniciação 6 por soldagem, porém de preferência por conexões rosqueadas. O dispositivo de baixamento 7 pode ser do tipo que é descrito na WO 2004/ 035375 compreendendo uma braçadeira fixa e outra móvel que alternadamente se engatam com a extremidade de iniciação 6 para afixar segmentos de duto de baixamento do duto 5.

A figura 4 mostra uma embarcação de perfuração dupla 1 com duas colunas de perfuração 4, 4\ cada uma se estendendo para um respectivo poço submarino 2, T. Se inexistirem atividades de perfuração na embarcação de perfuração 1, o equipamento de perfuração duplo a bordo pode ser usado para montagem muito eficiente e rápida do oleoduto 5 como simultaneamente dois segmentos de duto para um duto ou mesmo dois dutos podem ser montados ao mesmo tempo. Nesta configuração uma montagem contínua do oleoduto 5 a bordo da embarcação sonda 1 é possível de tal modo que uma lenta, porém, contínua tração do oleoduto 5 pelo rebocador 20 poderia ser realizada mesmo sem quaisquer paradas. Como pode ser visto pela fig. 4, a FPU 8 compreende uma

torre 25, ancorada no leito de mar 3, em torno da qual a embarcação pode girar dependendo da direção do vento e das correntes. Como mostrado na fig. 5, o rebocador 20 traciona o duto 5 enquanto o comprimento é aumentado pela afíxação de segmentos à extremidade de iniciação 6. O rebocador 20 navega no sentido da FPU 8 de tal modo que aborda a FPU 8 entre os cabos de amarração.

Uma dificuldade no procedimento de tração dos dutos quando o oleoduto 5 é arrastado sobre o leito de mar 3 é o desconhecimento da fricção do solo sobre o duto 5. Quando o deslizamento do duto é às vezes detido ou descontinuado há incerteza quanto à existência de uma fricção em relação ao solo de natureza estática e dinâmica. A fricção em relação ao solo sendo maior que a fricção dinâmica significa uma vez que o duto deslize o valor de deslizamento está subordinado à relação de fricção estática para dinâmica e a configuração de catenária do duto e cabo sendo usada pelo rebocador que o traciona. Faz-se necessária a preservação de uma distância segura quando o rebocador 20 puxa no sentido da FPU 8 para compensar movimento da embarcação no sentido da FPU quando o duto desliza e também no caso da ruptura do cabo de tração. No caso de ocorrência de deslizamento do duto, a embarcação avança enquanto a tensão no cabo de tração declina.

Como pode ser visto na fig. 7, o duto 5 é rebocado a partir da traseira do rebocador e conectado por intermédio de uma placa tríplice com uma linha de instalação 27, se estendendo da FPU 8. A extremidade de terminação 11 do duto 5 é então baixada pelo rebocador 20 até a linha da FPU .27 assumir a tensão do duto. A linha da FPU 27 é levada ao lado distai 29 da FPU, conforme é mostrado na fig. 8, onde é reafixada ao rebocador 20, que se deslocou em torno da FPU. A afixação é realizada por intermédio da linha 23 proveniente do rebocador e de uma placa tríplice. Uma vez que esta linha 23 seja fixada ao rebocador 20, a tensão do duto é mais uma vez transferida para o rebocador, que pode agora rebocar o duto 5 além da posição de fundeio da FPU 8, de maneira a situar o ponto de partida 10 no qual o duto 5 egressa do leito de mar 3, na posição desejada, conforme mostrada na figura 9.

A linha de instalação 27 é então transferida de volta para a FPU 8 e recolhida sobre um guincho 30, que então traciona o duto 5 para sua configuração final na qual é conectado com a FPU, conforme mostrado na fig. .11. Caso a FPU seja fundeada por uma ancoragem múltipla, o duto 5 será conectado com o lado, fundo ou janela do casco da embarcação. Caso a FPU seja fundeada por uma torre de dutos submarinos, o duto será afixado à torre .25. Conforme mostrado nas figs. IOe 11, a extremidade de iniciação do duto .5 é baixada da sonda de perfuração/intervenção 1 por um cabo 31, para ser afixada ao poço de hidrocarboneto 2.

Na modalidade da fig. 12, a FPU 8 é do tipo fundeado por uma ancoragem múltipla, com cabos de amarração 33, 34. Os cabos de amarração .33 são estendidos, enquanto as linhas de amarração 34 são tensionadas, de tal modo que a FPU é deslocada de sua posição de amarração regular. A linha de instalação 234 na extremidade de terminação 11 do oleoduto 5 é transferida para a FPU, que é então reconduzida à posição de fundeio de equilíbrio estirando as linhas de amarração 33 e afrouxar as linhas de amarração 34, tal como mostrado na figura 13. Ao mesmo tempo, a extremidade de iniciação 6 do oleoduto 5 é baixada por um cabo 31. Como pode ser visto na fig. 14, a posição de amarração da FPU 8 é reconduzida à distância de equilíbrio D, de tal modo que o ponto de partida 10 está situado bastante próximo da FPU e o ângulo de partida α da extremidade de terminação do oleoduto 5 está dentro da distância desejada.

Na modalidade mostrada nas figuras 15 e 16, a extremidade de terminação 11 do oleoduto 5 é afixada a uma bóia submersa 35, que é ancorada ao leito de mar 3 através de um cabo 36.0 ponto de partida 10 está agora situado bastante próximo da bóia 35 para assegurar que o ângulo α esteja mais uma vez na faixa de entre 10° e 20°.

Na figura 17 é mostrado que a sonda de perfuração/intervenção 1 compreende tanques de lastro 40, 41 que são carregados de água a tal ponto que a linha central vertical 42 é inclinada em relação à vertical em cerca de 2o a 4o de maneira a assegurar que o ângulo de partida β esteja entre 3o e 6o.

Na modalidade da figura 18, um membro guia 43 se estende do fundo da sonda 1. O membro guia 43 pode compreender rolos limitadores de curvatura (designados de um guia tubos em uma embarcação lançadora de dutos submarinos) para prevenir curvamento excessivo devido a esta estática e determinados ângulos dinâmicos induzidos por ondas adicionais. O guia tubos tem uma série de pára-choques circulares concêntricos que aumentam em diâmetro co a distância abaixo da sonda. Esta série de pára-choques efetivamente forma uma superfície em forma de trombeta que tem um raio (no plano vertical) que limita a flexão do duto a um valor que o impede de ceder ao ser puxado lateralmente ao ângulo requerido para estender o oleoduto. A combinação de um ligeiro trim e guia-tubos na barcaça de perfuração 1 é também possível.

Claims (15)

REIVINDICAÇÕES

1. Método de instalação de conduto ascendente caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de: a. proporcionar uma primeira embarcação situada sobre um poço de hidrocarboneto; b. suportar um duto de transferência de hidrocarboneto pela primeira embarcação por uma primeira extremidade que é afixada a um dispositivo de baixamento sobre a primeira embarcação; c. afixar uma segunda extremidade do duto de hidrocarboneto a uma segunda embarcação, em uma posição próxima à primeira embarcação; d. baixar o duto de transferência através do dispositivo de baixamento; e. aumentar a distância da segunda embarcação da primeira embarcação dirigindo a segunda embarcação na direção de uma terceira embarcação, que está fundeada em uma posição de fundeio a uma distância da primeira embarcação, enquanto puxando o duto de transferência até a segunda embarcação estar próxima da terceira embarcação; f. contatar uma seção do duto de transferência com o leito do mar em uma posição entre as primeira e segunda extremidades do duto de transferência; g. deslocar a segunda extremidade do duto de transferência através de uma distância a partir da primeira embarcação, vista na direção longitudinal do duto transferência, que é maior que a distância entre a primeira embarcação e a posição de fundeio da terceira embarcação; h. retornar a segunda extremidade do duto de transferência à posição de fundeio da terceira embarcação; e f. colocar a segunda extremidade do duto de transferência de hidrocarboneto em comunicação fluídica com a terceira embarcação.

2. Método de instalação de conduto ascendente de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a segunda extremidade do duto de transferência de hidrocarboneto ser transferida da segunda embarcação para a terceira embarcação quando a segunda embarcação é posicionada entre a primeira e a terceira embarcação, após o que a segunda embarcação navega para o lado da terceira embarcação que está situado afastado da primeira embarcação, quando então a segunda extremidade do duto de transferência é transferida para a segunda embarcação que se afasta da primeira embarcação por uma distância predeterminada adicional e é então retornada à terceira embarcação, quando então a segunda extremidade do duto de transferência é transferida para a terceira embarcação ou para uma bóia.

3. Método de instalação de conduto ascendente de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que, após afixar o duto de transferência à terceira embarcação, a terceira embarcação é afastada da primeira embarcação na direção longitudinal do duto de transferência, de sua posição de amarração, e retornada à posição de amarração.

4. Método de instalação de conduto ascendente de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que o primeiro conjunto de linhas de fundeio voltado para a primeira embarcação é afrouxado ao passo que um segundo conjunto de linhas de fundeio situado em um lado afastado da primeira embarcação é tensionado, quando então o primeiro conjunto é tensionado e o segundo conjunto é afrouxado.

5. Método de instalação de conduto ascendente de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a primeira embarcação compreende uma embarcação de perfuração e/ou de intervenção que está situado sobre um poço de hidrocarboneto marítimo.

6. Método de instalação de conduto ascendente de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a força de tração exercida pela segunda embarcação é intermitentemente aumentada e decrescida para tracionar o duto de transferência através do leito de mar por uma distância predeterminada, sucedida assentando o duto de transferência em um estado estacionário repetindo as etapas d e e.

7. Método de instalação de conduto ascendente de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o duto de transferência compreende segmentos, em que a etapa d é precedida afixando um segmento de duto de transferência à primeira extremidade do duto de transferência de hidrocarboneto.

8. Método de instalação de conduto ascendente de acordo com as reivindicações 6 e 7, caracterizado pelo fato de que a distância predeterminada corresponde ao comprimento de um ou mais segmentos.

9. Método de instalação de conduto ascendente de acordo com a reivindicação 7 ou 8, caracterizado pelo fato de que os segmentos são interligados pelo emprego de acopladores mecânicos, de preferência acopladores rosqueados.

10. Método de instalação de conduto ascendente de acordo com a reivindicação 7 ou 8, caracterizado pelo fato de que os segmentos são interligados por soldagem.

11. Método de instalação de conduto ascendente de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a primeira embarcação é munida de um membro guia através do qual o duto de transferência é guiado ao longo de um trajeto curvo a um ângulo com a vertical a partir da primeira embarcação na direção do leito de mar.

12. Método de instalação de conduto ascendente de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a primeira embarcação compreende tanques de lastro, que são lastrados num lado da embarcação para inclinar uma linha central vertical da embarcação na direção do duto de transferência de hidrocarboneto.

13. Método de instalação de conduto ascendente, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que pelo menos de uma sonda é prevista sobre a primeira embarcação, que é adaptada para estender duas colunas de perfuração da embarcação para um poço de hidrocarboneto submarino.

14. Método de instalação de conduto ascendente de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que uma coluna de perfuração é conectada com um poço de hidrocarboneto, enquanto um duto de transferência está sendo instalado de acordo com o método de qualquer uma das reivindicações 1-8.

15. Método de instalação de conduto ascendente de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a segunda extremidade do conduto ascendente é afixada a uma bóia submersa, uma mangueira flexível conectando a segunda extremidade com a terceira embarcação.