BRPI0808071A2 - Plataforma de serviço de tubulação submarina - Google Patents

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "PLATAFORMA DE SERVIÇO DE TUBULAÇÃO SUBMARINA".

Campo da Invenção

Esta invenção refere-se a aparelho e a métodos para serviço de tubulações submarinas, incluindo amostragem e tratamento químico das mesmas, assim como reparo de curvatura úmida e teste de integridade de tubulação.

Antecedentes da Invenção

Sem limitar o escopo da invenção, seus antecedentes estão descritos em conexão com aparelho e métodos inéditos para serviço de tubulações submarinas.

É estimado atualmente que aproximadamente 60% da produção de petróleo do mundo deriva de operações offshore. Para atender às demandas, e em um ambiente de valores crescentes para óleo e gás, explora15 ção e subsequente produção estão sendo empreendidas em águas cada vez mais profundas. Por exemplo, óleo e gás estão sendo produzidos agora fora da costa da Louisiana em 2.743,2 metros (9.000 pés) de água. Estes esforços ao largo têm exigido soluções especializadas caras incluindo estabelecimento de redes extensivas de tubulações submarinas para transporte de 20 óleo e gás das cabeças de poços para as estruturas de coleta, instalações de pontos de distribuição e para refinarias de processamento em terra firme.

O custo de estender tubulações submarinas é imenso e, portanto, as tubulações são cuidadosamente gerenciadas e reparadas para estender suas vidas úteis. Tubulações se estendendo de grandes campos são 25 projetadas para ter uma vida de projeto de 30 - 50 anos. Ocasionalmente tubulações ou "linhas de fluxo" são danificadas durante a disposição do tubo, ou como uma conseqüência de subsequentes danos físicos ou condições ambientais. Dobramento excessivo de tubo resulta em dano estrutural incluindo encurvamento. Onde dano resulta em uma fenda no tubo e influxo de 30 fluido isto é denominado uma "curvatura úmida". Se ocorrendo durante a disposição ou em seguida, seções de tubulação curvadas devem ser removidas da tubulação e reparadas. Em um método de recuperar tubo curvado molhado descrito na Patente US No. 5.044.827 (Gray e outros), um navio submersível ("SV") é usado para inflar sacos de elevação debaixo da tubulação submersa seguinte ao corte da seção danificada de tubo. Finalmente, o SV insere uma cabe5 ça de recuperação em uma extremidade do tubo cortado para agarrar o tubo para içamento para a superfície. A fim de elevar as seções danificadas para a superfície, tubo curvado molhado deve ter o fluido evacuado ou ser "enxugado" para reduzir seu peso. Tal como descrito por Gray, seções de tubulação tipicamente são enxugadas usando bombas de parte superior para for10 necer gás comprimido para acionar um dispositivo de enxugamento de dutos a partir da superfície através da tubulação, parando na cabeça de recuperação submarina. Alternativamente, tal como descrito na Patente U.S. No. 3.777.499 (Matthews), uma extremidade submarina da tubulação pode ser selada com uma tampa que inclui uma entrada de gás e gás fornecido a par15 tir da superfície pode ser introduzido por uma extremidade enquanto que líquidos são bombeados pela outra extremidade usando uma bomba abaixada e acionada pela superfície e disposta na outra extremidade da tubulação.

Gás comprimido para acionar um dispositivo de enxugamento de duto deve ser fornecido em pressão suficiente para acionar o dispositivo de enxugamento de duto considerando diversos componentes dinâmicos incluindo: a pressão hidrostática da água sobre o tubo, a pressão de atrito do fluido à medida que ele se desloca através do tubo, e o atrito do dispositivo de enxugamento de duto contra as paredes de tubulação (diferencial de dispositivo de enxugamento de duto). Por causa da pressão hidrostática ser por grande diferença, o componente dinâmico mais significativo como profundidade da água aumenta, enxugamento de parte superior tem exigido propagações de compressão de ar muito grande de parte superior que deve permanecer na posição sobre as tubulações danificadas durante esforços de recuperação. O que são necessários são aparelho e métodos submarinos capazes de fornecer recuperação de tubulação danificada que evitem a necessidade de grandes propagações de compressor de gás de parte superior e/ou bombas de enxugamento acionadas de parte superior. Um outro serviço de tubulação exigido diz respeito a amostragem e a tratamento químico. Seções de tubulação que estão esperando para ser colocadas em serviço, ou que foram danificadas e estão esperando reparo, são de forma típica tratadas quimicamente para impedir corrosão.

5 Além do mais, tubulações em serviço podem se tomar obstruídas com contaminantes que reduzem fluxo, particularmente onde as tubulações transportam diversos produtos diferentes em fluxo de múltiplas fases. Estes incluem hidratos, asfaltenos, carepa e parafina. Para cada um destes contaminantes e obstrutores, tratamentos químicos remediadores específicos têm sido de10 senvolvidos e são frequentemente combinados com dispositivo de limpeza de tubos para limpar fisicamente a tubulação e para carregar a tubulação com os produtos químicos remediadores. Dispositivo de limpeza de tubos é tipicamente implementado por meio de potência de superfície em que fluido ou gás de potência é transportado para um coletor de tubulação submarina 15 através de tubulação flexível contínua se estendendo a partir da superfície. Igualmente, bombas de injeção de produto químico são tipicamente localizadas na parte superior. Testes para a eficácia do tratamento químicos remediador tradicionalmente têm sido feitos por meio de modelagem de condições submarinas supostas, incluindo fatores de temperatura, pressão e o 20 tipo de produto transportado na tubulação. Amostragem submarina real de seções de tubulação até agora não tem sido possível.

Em alguns casos, é exigido serviço em uma parte de um produto ou sistema de linha de fluxo submarino que está em serviço e que contém produtos de hidrocarboneto. Remoção do produto para a superfície sem Iibe25 ração para o ambiente do produto de hidrocarboneto até agora tem exigido conexão com a superfície por meio de tubulação flexível contínua ou coluna de perfuração ou tem exigido descomissionamento e recomissionamento completos. Remoção submarina de produto não tem sido até agora possível e representa uma necessidade não atendida na indústria.

Um outro serviço de tubulação mal atendido até agora diz res

peito à detecção de vazamento, onde a presença de uma curvatura úmida deve ser detectada, ou de uma maneira mais geral onde a capacidade contínua de uma tubulação tanto para conter seu conteúdo quanto para proteger o conteúdo contra influxo pode necessitar ser avaliada. No passado, testes para vazamentos de uma maneira geral exigiam colocar no lugar um dispositivo para monitorar mudanças na pressão, ou alternativamente o aparelho 5 para detectar ruído feito pelo vazamento.

O que são necessários são aparelho e métodos de serviço de tubulação submarina capazes de detectar vazamentos em tubulações, enxugar tubulações de tal maneira que tubulações danificadas possam ser elevadas para reparo, assim como aparelho e métodos capazes de fornecer 10 amostragem do meio químico no local de tubulações tratadas quimicamente, remover produto dos elementos de sistema de linha de fluxo e, se desejado, tratar seções de tubulação, todos usando uma plataforma de serviço completamente submarina.

Breve Sumário da Invenção A presente invenção diz respeito a um aparelho e a métodos

para reparo de tubulação submarina, incluindo teste de armazenagem em rede, teste de integridade física, remoção de produto de hidrocarboneto e recuperação de seções danificadas de tubulações.

Em uma modalidade da invenção, um balão de coleta de amostra é fornecido para coletar amostra de solução de armazenagem em rede de tubulação submarina. Em modalidades adicionais, o balão de amostragem química está em comunicação fluidica com um sistema de filtragem, em que quaisquer produtos químicos dispostos dentro da tubulação que não são coletados no balão são escoados através do sistema de filtragem e assim purificados antes de qualquer descarga para o ambiente. Em algumas modalidades, o balão de coleta de amostra é encaixado com um compensador hidráulico para controlar descarga de fluido durante retorno para a superfície. Em uma modalidade da invenção, o balão de amostragem química juntamente com quaisquer sistemas de filtragem e outros mecanismos associados é fixado a uma plataforma de serviço de tubulação submarina e fica em comunicação fluidica com uma bomba montada sobre plataforma dimensionada para puxar uma amostra da tubulação submarina. Em uma modalidade da invenção, o balão de amostragem química é localizado dentro da estrutura de plataforma. Alternativamente, o balão pode ser montado ou preso no lado de fora da estrutura de plataforma. Preferivelmente, a bomba é operada por meio de um motor hidráulico acionado por um SV, ROV ou AUV que transporta a plataforma para a localização submarina.

Em algumas modalidades, a plataforma inclui adicionalmente pelo menos um balão de tratamento químico para redosar a tubulação com produtos químicos após remoção da amostra. A plataforma pode incluir adicionalmente uma bomba de dosagem química.

Em uma modalidade da invenção, métodos e aparelho são for

necidos para remoção submarina de produto de uma tubulação contendo produto de hidrocarboneto. O aparelho inclui pelo menos um balão de remoção de produto dimensionado para conter produto removido das ligações em ponte ou colunas de ascensão submarinas. Em uma modalidade de um mé15 todo para remoção de produto, hidrocarboneto é puxado ou empurrado para fora por meio de ação de bomba ou permitido flutuar fora de uma ligação em ponte ou coluna de ascensão por meio de influxo da água do mar de densidade mais baixa sob o produto de hidrocarboneto.

Em certas modalidades, a plataforma inclui uma bomba que é dimensionada para reduzir pressão na tubulação por aproximadamente

1.378.95 kPa (200 psi) a fim de obter uma amostra. Em certas modalidades onde amostragem é para acontecer sob condições de extrema pressão, a bomba é uma bomba de alta pressão dimensionada para reduzir pressão por

1.378.95 kPa (200 psi) sob pressão hidrostática de 2.755,90 a 27.579,02 kPa (400 a 4.000 psi). Em outras modalidades de água rasa não é exigido

que a bomba seja uma bomba de alta pressão.

Em uma modalidade da invenção, uma plataforma de serviço de tubulação submarina é fornecida que inclui pelo menos uma bomba de alta pressão montada sobre plataforma dimensionada para entregar de cerca de 30 27.579,02 a cerca de 137.895,14 kPa (4.000 a cerca de 20.000 psi) de pressão e pelo menos uma bomba manual operável pelo SV, ROV ou AUV para equalizar a pressão entre a bomba de alta pressão e uma linha de fluxo/tubulação antes de iniciar comunicação fluidica entre a bomba de alta pressão e a tubulação.

Em uma modalidade da invenção, um método de reparo de uma tubulação curvada úmida usando uma plataforma de serviço de tubulação 5 submarina é fornecido incluindo as etapas de reter uma extremidade aberta da tubulação curvada acima da água e exposta a uma fonte de ar; cortar a tubulação curvada abaixo de uma seção danificada; fixar um fechamento capaz de receber válvula à extremidade cortada; conectar uma bomba ao fechamento capaz de receber válvula à extremidade cortada e funcionar a 10 bomba para reduzir pressão na tubulação e assim arrastar ar da atmosfera para deslocar a água na seção separada.

Em uma outra modalidade da invenção, um método de recuperar uma seção de tubulação disposta no fundo do mar é fornecido incluindo as etapas de posicionar um SV1 AUV ou ROV para instalar cabeças de termina15 ção em cada uma das primeira e segunda extremidades da seção de tubulação; fornecer uma fonte de gás comprimido para a primeira extremidade da seção de tubulação; utilizar o SV1 AUV ou ROV para deslocar uma SPSS que inclui uma bomba de alta pressão para a segunda extremidade da seção de tubulação e conectar a SPSS à cabeça de terminação; e usando o SV, 20 AUV ou ROV, acionar a bomba de alta pressão para puxar água para fora da tubulação e deslocar fluido na tubulação com um volume de gás relativamente modesto proveniente da fonte de gás comprimido, enxugando assim a tubulação; e recuperar a seção de tubulação enxugada do fundo do mar. Opcionalmente, o método inclui de forma adicional inserir um dispositivo de 25 enxugamento de duto na primeira extremidade da seção de tubulação pelo qual o dispositivo de enxugamento de duto é avançado na direção da segunda extremidade da seção de tubulação por meio de uma ação de sucção da bomba e ação de empurrar do gás comprimido combinadas.

Em uma outra modalidade, um método de teste de integridade de tubulação submarina é fornecido incluindo as etapas de fornecer uma SPSS que compreende pelo menos uma bomba de alta pressão e um monitor de pressão capaz de detectar uma mudança na pressão de cerca de 6,89 kPa (1 psi) ou menos; utilizar um SV1 AUV ou ROV para deslocar a SPSS para uma seção submarina de tubulação, em que uma cabeça de terminação de tubulação é fixada a cada extremidade da seção de tubulação; usar o SV1 AUV ou ROV para acionar a bomba de alta pressão para puxar água 5 para fora da tubulação e assim reduzir pressão na tubulação para abaixo da pressão ambiente em volta da tubulação; e monitorar pressão na tubulação para determinar se ocorre algum vazamento de influxo suficiente para mudar pressão na tubulação. Em uma modalidade como esta, a bomba de alta pressão é dimensionada para reduzir pressão na tubulação em uma pressão 10 hidrostática de cerca de 2.755,90 kPa (400 psi). Em uma outra modalidade, a bomba de alta pressão é dimensionada para reduzir pressão na tubulação em uma pressão hidrostática de até cerca de 27.579,02 kPa (4.000 psi).

Em uma outra modalidade da invenção, métodos e aparelho são fornecidos para remover um conteúdo fluido de uma estrutura submarina, tal como, por exemplo, uma ligação em ponte de linha de fluxo, terminal ou coletor de linha de fluxo, ou uma árvore de natal, incluindo as etapas de: fornecer pelo menos um balão de remoção de produto para a estrutura submarina, em que o balão é encaixado com pelo menos um fechamento de válvula e em que o balão é dimensionado para drenar uma quantidade do conteúdo fluido da estrutura submarina; fornecer uma SPSS incluindo pelo menos uma bomba e um conduto de fluido que termina em um conector de fluido de SPSS dimensionado para conectar com o fechamento de válvula do balão de remoção de produto; utilizar um SV, AUV ou ROV para conectar o balão e SPSS à estrutura submarina; utilizar a bomba de SPSS para deslocar conteúdo fluido da estrutura submarina para dentro do balão de remoção de produto, e retornar o balão de remoção de produto para um navio de superfície para descarte. Em um método de remover um conteúdo fluido de uma estrutura submarina, a SPSS inclui filtros de entrada e pelo menos uma bomba na SPSS é utilizada para bombear água do mar filtrada para dentro da estrutura submarina e assim empurrar o conteúdo fluido da estrutura submarina para dentro do balão de remoção de produto.

Também são fornecidos neste documento plataformas de contenção de fluido submarino incluindo pelo menos um balão de remoção de produto disposto em uma gaiola e dimensionado para efetuar remoção de uma parte significativa de um hidrocarboneto ou outro produto fluido de uma estrutura submarina. Por "efetuar remoção de uma parte significativa" signifi5 ca que o balão é dimensionado para reter uma quantidade suficiente de produto removido da estrutura submarina de tal maneira que a estrutura pode ser drenada com eficiência operacional. Em um exemplo como este, o balão é dimensionado para reter até cerca de 7.570,82 litros (2.000 galões). Balões maiores e menores são previstos assim como utilização de uma plurali10 dade de balões que são preenchidos em série para remoção para a superfície. Em outras modalidades, uma plataforma de contenção é fornecida que inclui uma pluralidade de balões para remoção de produto fluido de diversas estruturas submarinas ou de diferentes seções de uma única estrutura submarina com poucas viagens para o fundo do mar.

Breve Descrição dos Desenhos

Para um entendimento mais completo da presente invenção, incluindo recursos e vantagens, é feita agora referência à descrição detalhada da invenção juntamente com as figuras anexas:

A figura 1 ilustra remoção de uma seção de tubulação curvada úmida onde a seção de tubo danificada permanece fixada ao navio de assentamento e assim tem uma extremidade exposta ao ar ambiente.

As figuras 2, 3 e 4 representam uso de um SV para transportar um balão de amostragem química para uma seção de tubulação disposta entre duas PLETs, e seu uso para extrair uma amostra do conteúdo de tubulação para transporte para a superfície. As mesmas figuras ilustram uma modalidade de um processo para verificar a presença de vazamentos.

A figura 5 representa uma vista oblíqua de um balão de amostragem química de acordo com uma modalidade da invenção.

A figura 6 representa uma vista de extremidade de um balão de amostragem química de acordo com uma modalidade da invenção.

A figura 7 representa uma vista superior de um balão de amostragem química de acordo com uma modalidade da invenção. A figura 8 representa uma vista lateral de um balão de amostragem química de acordo com uma modalidade da invenção.

A figura 9 representa uma modalidade de uma plataforma de comissionamento de tubulação submarina (SPCS) à qual um balão de amostragem química pode ser fixado.

As figuras 10, 11 e 12 fornecem vistas em perspectiva adicionais da SPCS da figura 9.

A figura 13 representa uma SPSS recuperando produto de uma estrutura submarina ao bombear água do mar para dentro da estrutura e assim empurrar o produto para dentro de um balão de remoção de produto.

A figura 14 representa uma SPSS recuperando produto de uma estrutura submarina ao puxar produto para fora da estrutura e para dentro de um balão de remoção de produto.

A figura 15 representa uma modalidade de uma SPSS incluindo um balão de remoção de produto fixo.

A figura 16 representa uma modalidade de uma plataforma de contenção incluindo um balão de remoção de produto.

Descrição Detalhada da Invenção

Embora a construção e o uso de várias modalidades da presente 20 invenção estejam discutidos detalhadamente a seguir, deve ser percebido que a presente invenção fornece muitos conceitos inventivos aplicáveis que podem ser empregados em uma grande variedade de contextos específicos. As modalidades específicas discutidas neste documento são meramente ilustrativas de modos específicos para fabricar e usar a invenção e não deli25 mitam o escopo da invenção.

Para facilitar o entendimento desta invenção, diversos termos e, em alguns casos, abreviações relacionadas, são definidos abaixo. Termos definidos neste documento têm significados como comumente entendido por uma pessoa versada na técnica relevantes para a presente invenção. Ter30 mos tais como "um", "uma", (o) e "a" não são pretendidos para se referir somente a uma entidade singular, mas incluem a classe geral da qual um exemplo específico pode ser usado para ilustração. A terminologia neste documento é usada para descrever modalidades específicas da invenção, mas seu uso não delimita a invenção, exceto tal como delineado nas reivindicações.

Com propósitos da presente invenção, a expressão Terminação 5 de Extremidade de Tubulação ("PLET") define um fechamento provido de válvulas para uma tubulação. Entretanto, o termo PLET também se refere a grandes pontos de distribuição de coleta submarina incluindo uma pluralidade de terminações de tubulação e fechamentos providos de válvulas. Tais pontos de distribuição podem ser dimensionados para conectar diversas Ii10 nhas de fluxo carregando óleo e gás provenientes de vários campos às linhas de produção que podem se desenvolver, por exemplo, para instalações em terra firme.

Tal como usado neste documento, a abreviação "SV" se refere a um Veículo Submergível que é operado por operadores humanos no SV. Em 15 contraste, tal como usado neste documento, a abreviação "ROV" se refere a um Veículo Operado Remotamente amarrado, o qual é operado remotamente a partir da superfície. A abreviação "AUV" se refere a Veículos Submersos Autônomos desprendidos.

Tal como usado neste documento, a abreviação "SPCS" se refere à plataforma de comissionamento de tubulação submarina de acordo com uma modalidade da invenção. Comissionamento de tubulação é um processo de múltiplas etapas que inclui inundação da tubulação submarina, funcionamento de um dispositivo de inspeção de duto através da tubulação para testar integridade estrutural interna, e teste de pressão hidrostática para garantir tanto integridade estrutural quanto teste para vazamentos. Tipicamente, teste de pressão hidrostática exige que a tubulação seja colocada na pressão por um intervalo suficiente para demonstrar sua capacidade para suportar a sua pressão operacional pretendida. Pressões e tempos para testes hidrostáticos variarão dependendo das exigências do usuário final da tubulação e do regime regulador que se aplica na localidade onde a tubulação está sendo construída. Estes serão como um mínimo um teste para a pressão de operação máxima (MAOP) por pelo menos 4 horas. Mais tipicamente pressão de teste será mantida por pelo menos 24 horas, e será alguma porcentagem especificada da MAOP ou aquela pressão exigida para alcançar alguma porcentagem da tensão de produção mínima especificada (SMYS) no material de tubo. A pressão exigida para executar o teste depen5 de diretamente da profundidade da água na qual a tubulação está localizada, porque a pressão de linha de base é a pressão hidrostática na dada profundidade.

Tal como usado neste documento, a abreviação "SPSS" se refere à plataforma de serviço de tubulação submarina de acordo com uma mo10 dalidade da invenção. A SPSS não está limitada a comissionamento de tubulação, mas pode ser empregada para serviço na tubulação subsequente para comissionamento, incluindo, por exemplo, amostragem química para determinar o status de uma tubulação que tenha sido fechada por um período de tempo, teste hidrostático onde há suspeita de dano à tubulação ou que 15 tenha sido reparado, verificação de vazamento para dentro, enxugamento da tubulação para elevar a tubulação do fundo do mar para a superfície, remoção de produto para reparo de sistema de tubulação, assim como uso de dispositivo de limpeza de tubo para limpar tubulações de contaminantes em serviço. Os termos SPCS e SPSS são usados de forma intercambiável neste 20 documento para se referir a uma plataforma submarina incluindo pelo menos uma bomba. Em uma modalidade da invenção, a SPCS ou SPSS incluirá pelo menos uma bomba de alta pressão de potência suficiente para exceder pressão hidrostática em profundidades de até 3.048 metros (10.000 pés) de água.

Os exemplos a seguir estão incluídos para simplificação de des

crição e para ilustrar os métodos de fabricar as composições e compostos da presente invenção, assim como para apresentar certas características das composições. Em nenhum modo, estes exemplos são pretendidos para limitar o escopo ou preceitos desta descrição.

Exemplo 1: Plataforma de Serviço de Tubulação Submarina

Uma modalidade da presente invenção fornece uma plataforma de serviço de tubulação submarina ("SPSS") que inclui pelo menos uma bomba de alta pressão que é capaz de superar a pressão hidrostática de água até e acima de 3.048 metros (10.000 pés) de profundidade. A pressão hidrostática P (em pascais, Pa) é igual a pgh, onde p (rô) é a densidade da água em quilogramas por metro cúbico, g é aceleração gravitacional em me5 tros por segundo ao quadrado e h é a altura de fluido acima em metros. Embora a densidade da água mude com temperatura, com propósitos de pronto cálculo, um valor de p de 1.027 kg/m3 (densidade da água do mar em 5o) será usado. Ignorando mudanças na gravitação tal como um que se afasta da superfície da terra, um valor constante para g de 9,8 m/s2 pode ser usa10 do. Usando estas constantes para peg, pode ser calculado que a pressão hidrostática de 304,8 metros (1.000 pés) de água é 3,07 x 106 Pa (P = 1.027 x 9,8 x 304,8), que converte para 445 psi (1 psi = 6.894,76 Pa). Para 1.000 metros de água, o valor é de aproximadamente 10.066,34 kPa (1.460 psi), enquanto que em 2.743,2 metros (9.000 pés) de água, a pressão hidrostáti15 ca é de aproximadamente 27.606,34 kPa (4.004 psi). Em 3.048 metros (10.000 pés) de água a pressão hidrostática é de aproximadamente

30.674,77 kPa (4.449 psi). Assim, no contexto de certas modalidades da presente invenção, a expressão "bomba de alta pressão" significa uma bomba capaz de continuar a entregar fluxo em situações onde pressão ambiente 20 tanto em sucção quanto em descarga pode ser acima de 2.755,90 kPa (400 psi). Em certas modalidades, a bomba de alta pressão será capaz de continuar a entregar fluxo em situações onde pressão ambiente tanto em sucção quanto em descarga pode ser acima de 27.579,02 kPa (4.000 psi).

Em uma modalidade da invenção, a SPSS fornece uma estrutu25 ra física facilitando a faixa total de atividades de pré-comissionamento e póscomissionamento a serem executadas em tubulações de água profunda. Com esta finalidade, ela é projetada para carregar diversas peças diferentes de equipamento, dependendo dos detalhes do serviço em mão. Uma modalidade de uma SPSS adequada está representada na figura 9. Potência é 30 fornecida hidraulicamente a partir de um ROV ou outra fonte (AUV, SV). A potência mínima exigida pela SPSS desta fonte será de aproximadamente

52,2 Rw (70 HP). Considerando outras exigências de potência em no funcionamento do ROV1 a exigência de potência hidráulica total para fornecer 52,2 kw (70 HP) seria de aproximadamente 74,6 kw (100 HP). Mais potência pode ser exigida em certas aplicações. A SPSS é preferivelmente provida com flutuabilidade, tal como por meio de um ou mais compensadores de flutuabi5 Iidade (20), mostrados nas figuras 9, 10, 11 e 12, a fim de que ela possa se aproximar de flutuabilidade neutra em várias profundidades. Isto facilita manobrabilidade da SPSS pelo ROV, AUV ou SV.

Uma modalidade de uma SPSS adequada (40) está representada nas figuras 9 a 12. A SPSS (40) inclui uma estrutura rígida (1) que é fixável ao SV, AUV ou ROV por meio de placa de montagem de ROV (13). A SPSS inclui uma bomba de alta pressão adequada para teste hidrostático e outras operações. Esta bomba deve ser capaz de elevar a pressão na tubulação para a pressão de teste exigida, isto é, pelo menos a pressão de operação máxima especificada, e de uma maneira geral alguma pressão maior do que esta. Esta bomba de uma maneira geral terá que ser capaz de entregar fluxo suficiente para elevar a pressão na linha em uma taxa aceitável, tal como, por exemplo, uma taxa típica de 11,35-18,92 l/min (3-5 gpm), ou 6,89 kPa/minuto (1 psig/minuto). Bombas do tipo deslocamento positivo são de uma maneira geral adequadas para este serviço. Na modalidade representada nas figuras 10 e 12, uma bomba tipo triplex (2) conectada por meio de acoplamento flexível (25) ao motor hidráulico (5) e operada por ele é empregada. Em uma modalidade para aplicações de menor profundidade, a bomba é capaz de fornecer um fluxo de 11,35-18,92 l/min (3-5 gpm) em uma pressão hidrostática de aproximadamente 2.755,90 kPa (400 psi) com uma cabeça de sucção mínima de 206,84 kPa (30 psi). Em uma outra modalidade dimensionada para água mais profunda, a bomba é capaz de fornecer um fluxo de 11,35-18,92 l/min (3-5 gpm) em uma pressão hidrostática de aproximadamente 27.579,02 kPa (4.000 psi) com uma cabeça de sucção mínima de 206,84 kPa (30 psi). Em uma outra modalidade, a bomba é bomba de pressão muito alta capaz de entregar um fluxo de 11,35-18,92 l/min (3-5 gpm) em uma pressão de linha de 137.895,14 kPa (20.000 psi) com uma cabeça de sucção mínima de 206,84 kPa (30 psi). Um ou mais filtros (10) são exigidos na entrada de bomba capaz de filtrar partículas de até 50 mícrons ou menos em tamanho. A bomba triplex (2) pode ser disposta em um compartimento de bomba opcional (3) tal como representado na figura 11. Igualmente, a figura 11 representa uma 5 modalidade onde uma bomba de contrafluxo (não-mostrada) é protegida em alojamento de bomba de contrafluxo (9). A vista superior fornecida pela figura 11 mostra um conector macho de 25,4 mm (1") (14) assim como válvula de sangria (24), válvula de isolamento de instrumento (23) e de duplo bloqueio (22). Também estão representadas as colunas de fixação de ROV 10 (27).

Em uma modalidade da invenção, a plataforma também inclui uma bomba de produto químico ou de dosagem (11) operada por meio do motor hidráulico de bomba de produto químico (12), a qual é adequada para a injeção de inibidor de corrosão e/ou outros produtos químicos que são 15 transportados na plataforma por meio de um ou mais balões de tratamento químico (6). Medição de fluxo, tal como é fornecida pelo medidor de fluxo (18) está presente na plataforma para fornecer um registro de quantidades de água bombeada para dentro da linha/quantidades de produtos químicos dosados. Uma válvula de alívio de pressão (19) é localizada na linha de flu20 xo.

Quando aparelhada para propósitos de teste hidrostático, a plataforma inclui um registrador de dados (21) e capacidade de armazenamento para monitorar pressão e temperatura tal como é exigido durante teste hidrostático. A capacidade é tipicamente fornecida por meio de transdutores 25 para a medição da pressão e temperatura de linha, com dados sendo gravados na memória não-volátil. A SPSS pode ser provida com exibidores visuais incluindo exibidor contador de curso (17), capaz de ser lido por meio de uma câmera montada no ROV. O exibidor contador de curso grava a atividade do contador de curso (16) representado na vista superior da figura 11. Alternati30 vãmente, telemetria entre o registrador de dados e a superfície é fornecida. Em uma modalidade, um vínculo de comunicação de dados capaz de se conectar através do ROV à superfície fornecendo uma leitura em tempo real de valores também é incluído. Medições de alta precisão/alta estabilidade são necessárias para esta aplicação, já que os dados são críticos para a avaliação de critérios de passagem/falha para o teste hidrostático. Em uma modalidade da invenção, o registrador SPSS tem a capacidade para medir pres5 são em uma precisão de +/- 0,02%, e temperatura em uma precisão de +/

0,1°C.

Uma bomba de enxugamento também pode estar presente, capaz de empurrar um conjunto de dispositivo de enxugamento de duto através da linha. A bomba de alta pressão que é dimensionada para teste hi10 drostático de uma maneira geral pode ser adequada para este serviço. Bombas adicionais podem estar presentes na plataforma para fornecer outros serviços, tais como, por exemplo, uma bomba de contrafluxo (8) juntamente com filtro de bomba de contrafluxo (4), representados nas figuras 10 a

12, para manter os filtros de água do mar em um estado de eficácia contínua, e uma bomba de injeção ou dosagem química descrita anteriormente. Tal como representado nas figuras 10 e 11, uma unidade de compensação de óleo (7) é incluída opcionalmente e é preferivelmente localizada em conjunto com as bombas hidráulicas.

Em uma modalidade da invenção e tal como representado nas figuras 9 a 12, a plataforma inclui um recurso de segurança particular que é projetado para preservar a integridade das conexões entre a tubulação e a bomba de alta pressão. O coletor de descarga e mangueira de pressurização/injeção de fluido hidráulico (hot stab) da SPSS são curtos em comparação com o comprimento total da tubulação. Por causa de regulação de potência hidráulica para a bomba triplex ser difícil uma vez que ela está encaixada, conexão desregulada direta da bomba triplex para o coletor de descarga e mangueira de pressurização/injeção de fluido hidráulico pode pressurizar a mangueira de forma extremamente rápida e possivelmente até mesmo estourar a mangueira. Além disso, os transdutores de pressão nestas linhas são extremamente sensíveis a choques, particularmente quando empregando ressonadores de cristal de quartzo. Portanto, a SPSS (40) inclui uma bomba manual (15), representada nas figuras 9, 10, 11 e 12, para equalizar a pressão entre a bomba montada sobre plataforma e a linha de fluxo/tubulação antes de a válvula separando os dois ser aberta.

Por exemplo, quando o sistema for pressurizado para testar pressão e permanecer assim por um período prolongado, tal como um período de teste hidrostático de 24 horas, e for desejável desconectar o ROV do sistema a fim de executar outro trabalho, a válvula da tampa de PLET é isolada, a mangueira de pressurização/injeção de fluido hidráulico da SPSS é despressurizada e a SPSS é desconectada do ROV e deixada na posição na tubulação. Se a pressão cair por qualquer motivo ou se tornar desejável pressurizar uma vez que o teste estiver completo, a mangueira seria reconectada a PLET. A bomba manual (15) seria então operada usando o manipulador de ROV para pressurizar a mangueira em uma maneira lenta e controlada e equalizar assim a pressão através da válvula de PLET. A válvula seria então aberta e a bomba de alta pressão encaixada funcionalmente com o sistema.

Exemplo 2: Reparo de Curvatura úmida Onde a Tubulação Permanece Fixada ao Barco de Lançamento de Tubos

Ocasionalmente quando uma tubulação está sendo estendida, irregularidades nas características da tubulação podem sugerir que a integridade da tubulação possa ter sido comprometida tal como por uma curvatura úmida ou seca. Tipicamente, uma curvatura úmida resultará em influxo de água para dentro da tubulação, o qual faz a tubulação começar a ficar mais pesada. Em uma solução para reparo de curvatura úmida, o tubo curvado ainda está fixado ao barco de lançamento de tubos (100) tal como representado na figura 1. Um SV, AUV ou ROV (118) é usado para cortar a tubulação (116) abaixo da curvatura úmida (115). O SV, AUV ou ROV fixa então um fechamento com válvula (117), incluindo preferivelmente conexões de injeção de fluido hidráulico, à extremidade inferior da tubulação. O SV, AUV ou ROV é empregado para carregar uma SPSS para a extremidade inferior da tubulação. A SPSS inclui uma bomba de alta pressão capaz de entregar pressões através da faixa de 689,47 - 137.895,14 kPa (100 - 20.000 psi) de pressão. A bomba de alta pressão é conectada ao fechamento com válvula e o SV, AUV ou ROV aciona a bomba para puxar água para fora da tubulação. Ar, ou alternativamente nitrogênio ou outro gás inerte proveniente da extremidade de superfície do tubo, desloca a água à medida que ela é bombeada para fora do tubo. O tubo fica assim enxugado e leve para recuperação pelo 5 barco de lançamento de tubos.

Exemplo 3: Reparo de uma Seção Danificada de Tubulação Disposta no Fundo do Mar

Onde há suspeita de uma curvatura úmida, a tubulação pode ser estendida pelo navio de lançamento de tubos e verificada com relação a da10 nos e reparo posteriores. Entretanto, a ação de deixar cair a tubulação resultará em enchimento da tubulação. A fim de elevar a tubulação para a superfície, a tubulação deve ser esvaziada. Isto é empreendido ao usar um SV, AUV ou ROV (118) para instalar cabeças de terminação tais como fechamentos com válvula (117), preferivelmente incluindo conexões de injeção de 15 fluido hidráulico, ou cabeças de abandono, recuperação ou iniciação de assentamento em cada extremidade da tubulação tal como representado na figura 2. Um dispositivo de enxugamento de duto pode ser inserido em uma extremidade da tubulação e uma fonte de ar comprimido ou nitrogênio/outro gás inerte ser fixada atrás do dispositivo de enxugamento de duto. Alternati20 vãmente em algumas circunstâncias o dispositivo de enxugamento de duto pode não ser exigido e somente a fonte de gás ser usada. Em uma modalidade, a fonte de gás é fornecida submarina para deslocar água suficiente para reduzir peso e recuperar o tubo. O SV, SUV ou ROV desloca então uma SPSS de acordo com a invenção para a extremidade oposta da tubula25 ção e utiliza seu braço robótico (19) para conectar a bomba de alta pressão da SPSS à conexão de injeção de fluido hidráulico (24) da cabeça de terminação de tubulação. A bomba de alta pressão é caracterizada pela capacidade de entregar pressões através da faixa de 689,47 - 137.895,14 kPa (100

- 20.000 psi) de pressão. O SV, AUV ou ROV aciona a bomba para bombear água para fora da tubulação de acordo com os parâmetros seguintes.

Com propósitos de enxugamento de tubulação, diversos componentes dinâmicos são envolvidos na quantidade de pressão necessária para acionar uma unidade de enxugamento de tubulação submarina ("SSPU"): a pressão hidrostática da água sobre o tubo, a pressão de atrito do fluido à medida que ele se desloca através do tubo, e o atrito do dispositivo de enxugamento de duto contra as paredes de tubulação (diferencial de dispositivo 5 de enxugamento de duto). Comparados com a pressão hidrostática, a qual muda expressivamente com a profundidade da água, a pressão de atrito e o diferencial de dispositivo de enxugamento de duto são relativamente insignificantes. A pressão exigida para acionar um dispositivo de enxugamento de duto através de uma tubulação inundada em 1.000 metros de água, adotan10 do, por exemplo, um diferencial de dispositivo de enxugamento de duto de 206,84 kPa (30 psi) (assumindo movimento do dispositivo de enxugamento de duto em aproximadamente 0,5 m/s) e uma perda por atrito de 206,84 kPa (30 psi) pode ser calculada como 10.321,45 kPa (1.497 psi) (pressão hidrostática) + 206,84 kPa (30 psi) (perda por atrito) + 206,84 kPa (30 psi) (diferen15 ciai de dispositivo de enxugamento de duto) seria de aproximadamente 10.755,82 kPa (1.560 psi). Se o dispositivo de enxugamento de duto for para ser acionado unicamente pela força de um gás tal como em aplicações típicas de enxugamento, o volume de gás que é exigido é igual ao volume de linha em uma pressão que é 413,68 kPa (60 psi) acima da pressão hidrostá20 tica. Isto exige uma enorme plataforma de compressor de parte superior e um enorme volume de gás.

A presente invenção resolve este problema e evita a necessidade de tal capacidade de gás de parte superior. De acordo com os métodos de enxugamento da presente invenção, o dispositivo de enxugamento de 25 duto é puxado efetivamente através da tubulação ao usar o SV, AUV ou ROV para fixar a plataforma de bombeamento da invenção à extremidade da tubulação que é distai à localização do dispositivo de enxugamento de duto e bombear para fora da tubulação de tal maneira que o dispositivo de enxugamento de duto é puxado na direção da bomba, seguido por um volume de 30 gás relativamente modesto. Por causa da água ser bombeada da tubulação, a cabeça hidrostática pode ser superada pela bomba de maneira que a pressão de gás atrás do dispositivo de enxugamento de duto não necessita ser maior do que aquela exigida para superar atrito entre o(s) dispositivo(s) de enxugamento de duto e a parede de tubo, atrito entre a coluna de água e a parede de tubo, mais a pressão de sucção. Como uma conseqüência do enxugamento, a tubulação fica assim suficientemente leve de modo que ela 5 pode ser elevada para a superfície.

Exemplo 4: Teste de Integridade Física de Tubulação

Em uma modalidade da invenção, teste para localizar qualquer avaria potencial é fornecido por meio de uma SPSS que é abaixada para a tubulação por meio de um SV, AUV ou ROV. A SPSS inclui pelo menos uma bomba de alta pressão tendo capacidade suficiente para reduzir a pressão na tubulação para abaixo da pressão hidrostática ambiente para verificar vazamentos de influxo. De acordo com uma modalidade, a bomba de alta pressão é definida como tendo uma capacidade de bombeamento capaz de entregar 137.895,14 kPa (20.000 psi) de pressão em um modo de deslocamento positivo, e uma capacidade de monitoramento de pressão capaz de detectar uma mudança na pressão de menos que 6,89 kPa (1 psi). Altas taxas de fluxo não são necessariamente exigidas, isto é, uma taxa de fluxo baixa de um mínimo de aproximadamente 11,36 l/min (3 gpm) satisfazem. O método usado é para bombear água para fora da linha abaixando assim a pressão na linha e volumes bombeados para alcançar isto serão pequenos quando comparados aos volumes totais na linha. Pressão é então monitorada para detectar aumentos na pressão (de volta na direção do ambiente) indicando que água do mar está entrando na linha. Em uma modalidade da invenção, a integridade da tubulação é analisada adicionalmente pelo uso de hidrofones transportados offshore da tubulação pelo SV, AUV ou ROV. Exemplo 5: Teste para Corrosão em Tubulações Submarinas

Desenvolvimento de um campo ao largo de água profunda ancorado em volta de uma plataforma de alojamentos de perfuração e produção (PDQ) é um empreendimento imenso, tipicamente custando acima de 1 bi30 Ihão de dólares para a infraestrutura. Tais desenvolvimentos podem ser ancorados em água (muito) profunda, em profundidades de 1.828,8 metros (6.000 pés) ou mais. Estas plataformas serão usadas para coletar produção de múltiplos poços, produzindo tanto óleo quanto gás. Pressões e temperaturas de reservatório para estes desenvolvimentos de água profunda também estão nos extremos, e produção pode ser em pressões acima de 117.210,86 kPa (17.000 psi) e temperaturas de 135°C. Condições meteoro5 lógicas extremas ao largo frequentemente podem causar atrasos significativos, ou resultar em períodos de construção relativamente curtos, e projetos deste tipo frequentemente podem se estender por diversos anos. Mesmo sob melhores condições pode levar meses ou anos entre o assentamento de linhas de fluxo submarinas e primeira produção. Durante este período, as 10 linhas de fluxo são enchidas com uma solução química de "armazenagem em rede" que pode incluir inibidores de corrosão, limpadores de oxigênio e biocidas, entre outros.

Aditivos químicos estão disponíveis que são especificamente talhados para várias indicações. Além dos inibidores de corrosão, Iimpadores de oxigênio e biocidas mencionados anteriormente, aditivos químicos típicos para tratar tubulações incluem tintas de teste de vazamento, e hidrato, asfalteno, carepa e inibidores de parafina.

Em outras circunstâncias em campos que já tenham sido colocados em produção, ocasionalmente é necessário paralisar algumas ou todas as linhas de fluxo associadas com um campo ou plataforma hospedeira particular. Por exemplo, dano à plataforma hospedeira pode necessitar paralisar as linhas de fluxo até a plataforma ser reparada. Para paralisação, as linhas de fluxo são enchidas com uma solução química de "armazenagem em rede" tal como descrito anteriormente. Em uma condição adicional, produção de certos campos ou poços menores dentro de tais campos pode ser encerrada para preservar pressão de reservatório ou porque produção não é econômica em certos tempos. As linhas de fluxo para estes poços e campo podem ser reabertas mais tarde e conectadas a maiores instalações de pontos de distribuição por meio de ligações. A disponibilidade de uma instalação de ponto de distribuição pode mudar a economia de produção dos campos menores. Entretanto, as linhas de fluxo de campo menor são encerradas com solução de armazenagem em redes tratadas quimicamente. Entretanto, a fim de reabrir seguramente as linhas de produção, é desejável, se não necessário, testar o status do status químico das soluções de armazenagem em rede para certificar se a integridade de linha de fluxo foi comprometida ou se ocorreu corrosão, formação de hidrato, etc.

5 Até agora, não tem sido possível testar o status da solução

submarina de armazenagem em rede. A presente invenção fornece uma solução para esta necessidade ao fornecer métodos e aparelho para coleta submarina de amostras reais de quantidade suficiente para ser capaz de determinar se a armazenagem em rede tem fornecido proteção adequada 10 contra corrosão ou contaminação. Em uma modalidade, um balão de amostragem química submarino é fornecido e é transportado para a seção de tubulação para coleta das amostras. A amostra será extraída de pelo menos uma extremidade, e preferivelmente de cada extremidade, da linha de fluxo. Em uma modalidade, o implemento de balão é transportado para a seção de 15 tubulação por meio de uma SPSS que inclui uma bomba dimensionada para reduzir a pressão na tubulação o suficiente para coletar amostra(s). A SPSS será utilizada e acionada por um SV, AUV ou ROV, dependendo da profundidade da água e disponibilidade. Se qualquer um dos fluidos de armazenagem em rede não for exigido para formar parte da amostra, estes podem ser 20 descarregados através de um filtro, tal como um filtro de carbono, para neutralizar os produtos químicos antes da descarga para o ambiente. Cada amostra será recuperada para a superfície, refrigerada e enviada para uma instalação de testes para análise.

Especificamente, tal como representado na figura 3, uma SPSS 25 (40) será posicionada a partir de um navio de suporte (100) usando um SV, AUV ou ROV (118). No caso do ROV representado, conexão ao navio é fornecida por meio de um sistema de gerenciamento de cabo ("TMS"). O ROV transporta a SPSS para uma seção de linha de fluxo (116) a ser testada. Na modalidade representada na figura 4, a linha de fluxo (116) está selada em 30 cada extremidade por meio de PLETs (120), cada qual inclui tipicamente um fechamento provido de válvula (122) e pode incluir adicionalmente uma porta provida de válvula (124) que é adaptada como uma conexão capaz de injeção de fluido hidráulico.

Uma modalidade de um aparelho de amostragem química (128) está representada nas figuras 5 - 8. O aparelho inclui balão de coleta de amostra (32) preso dentro de estrutura de armação (34) que inclui dispositivo 5 de conexão (50) para fixar o aparelho à SPSS e opcionalmente pode incluir alças de elevação (52). Em outras modalidades, um ou mais balões são aprisionados ou fixados ao lado de fora da estrutura de armação. Colocação do balão no lado de fora da armação fornece considerável liberdade de ação no dimensionamento do balão. Em certas modalidades, o balão externo é 10 protegido por meio de uma estrutura de gaiola. O balão pode ser formado de qualquer material capaz de fornecer um invólucro a prova de vazamento e capaz de suportar extremos de temperatura e pressão. Em uma modalidade de trabalho da invenção, o balão foi formado de um material elastomérico patenteado (L4284UPW da Cooley Inc.). Outros materiais adequados são ou 15 podem se tornar disponíveis. Na modalidade representada na vista de extremidade da figura 6, a tubulação (38) para o balão inclui um conector do tipo conexão rápida (36) e fechamentos de válvula aberto-fechado (54). Tal como representado adicionalmente nas figuras 7 e 8, pelo menos um dos condutos de tubulação pode incluir uma válvula de retenção (56).

A fim de obter uma amostra, o lado de sucção da bomba de des

locamento positivo será conectado ao injeção de fluido hidráulico (124) na PLET (120) ou ao plugue de linha de fluxo (126) dependente do status da linha de fluxo a ser testada. A bomba será então encaixada e o sistema reduzirá a pressão de tubulação absoluta dentro da linha de fluxo. Em geral, a 25 redução de pressão exigida será controlada por meio do volume da amostra exigida, da pressão de armazenagem em rede e da pressão hidrostática. Igualmente, as características exigidas da bomba serão determinadas por meio destes fatores. Em uma modalidade da invenção, uma SPSS adequada para qualquer condição incluindo extremos de pressão é fornecida pela 30 inclusão de uma bomba de deslocamento positivo de alta pressão. Por exemplo, em uma modalidade, a redução de pressão exigida a fim de extrair este volume é uma redução abaixo da ambiente de aproximadamente 1.378,95 kPa (200 psi). Com a bomba de alta pressão, uma pressão puxada não será menor que uma pressão mínima de sucção de bomba de 206,84 kPa (30 psi) para evitar cavitação da bomba. Para comprimentos de linha de 3.048 a 4.572 metros (10.000 a 15.000 pés), e diâmetros de 20,32 a 30,48 5 cm (8"-12"), uma redução na pressão de 1.378,95 kPa (200 psi) extrairá acima de 37,85 litros (10 galões) de líquido. Isto será alcançado ao bombear água de armazenagem em rede (30) para fora da linha de fluxo e através de um balão de amostras do aparelho de amostragem química (128) onde uma parte representativa dela será coletada e no final enviada para a superfí10 cie/terra para análise.

Em uma modalidade, uma amostra representativa é coletada no "meio de corrente" ou após um volume de armazenagem em rede ter escoado através do balão. Um outro critério que contribui para uma amostra representativa é coletar um volume suficiente de amostra de pelo menos uma e 15 preferivelmente de ambas as extremidades da linha de fluxo. Por exemplo, na modalidade representada na figura 5, o balão tem um volume de coleta aproximado de 3,78 litros (1 galão), embora maiores ou menores volumes possam ser desejáveis em outros casos.

Em uma modalidade, um filtro de carbono ou de outro produto químico absorvente é disposto em conexão fluidica com uma saída de efluente do balão de coleta de amostra para neutralizar ou coletar produtos químicos presentes na armazenagem em rede antes de descarregar essa parte da armazenagem em rede que é bombeada para fora e não retida como parte da amostra. Em uma modalidade, um sistema registrador de dados é usadó para monitorar pressão, temperatura e volume bombeado. Volume pode ser medido diretamente usando um medidor de fluxo, ou calculado usando um contador de curso, para fornecer uma indicação de quando o volume exigido do fluido de armazenagem em rede foi bombeado. Quando a operação estiver completa, a SPSS se desconectará da linha de fluxo, e será deslocada de volta para superfície pelo ROV (SV, AUV). O balão de teste químico pode ser encaixado com um envoltório para reduzir efeitos de arrastamento durante o retorno para a superfície. Alternativamente ou de forma adicional, o balão de amostras pode ser encaixado com um compensador hidráulico a fim de controlar descarga de fluido durante o retorno para a superfície. A amostra será removida para análise, e o procedimento repetido para quaisquer amostras adicionais exigidas.

5 Em uma modalidade da invenção, seguinte à coleta da(s) amos

trais), a SPSS é reconfigurada e usada para bombear água do mar tratada quimicamente de volta para dentro de cada linha de fluxo para trazer a pressão interna de linha de fluxo de volta até a cabeça hidrostática absoluta. O novo produto químico é preferivelmente fornecido por meio dos balões de 10 tratamento químico (6) montados na SPSS representada na figura 9. Se PLETs ainda estiverem fixadas à linha de fluxo e tal como representado na figura 4, a linha de fluxo pode ser cortada em uma localização de corte (125) entre cada PLET (122) e cada plugue terminal (126). As PLETs podem então ser recuperadas para a superfície se desejado para teste e restauração.

Exemplo 6: Remoção de Produto Submarino

Em alguns casos, serviço é exigido em uma parte de um sistema de produto ou linha de fluxo submarina que esteve em serviço e contém produtos de hidrocarboneto. Em uma modalidade da invenção, métodos e aparelho são fornecidos para remoção submarina de tal produto de uma estrutu20 ra submarina de tal maneira que a estrutura pode ser reparada. Estruturas submarinas tal como usado neste documento incluem ligações em ponte de linha de fluxo, terminais ou coletores de linha de fluxo, Árvores de natal ou qualquer outra estrutura submarina usada para transportar fluidos submarinos.

Por exemplo, em uma modalidade da invenção, produto é remo

vido de uma ligação em ponte de linha de fluxo submarina. Um exemplo típico de uma ligação em ponte de linha de fluxo é uma conexão entre a saída de produção de uma árvore de natal para uma terminação de extremidade de tubulação (PLET) ou coletor de extremidade de linha de fluxo (PLEM) ou 30 entre duas tubulações submarinas. Tipicamente uma ligação em ponte de linha de fluxo (300) incluirá pelo menos dois acoplamentos de fluido (305) conectados por meio de um conduto (307). Os acoplamentos de fluido da ligação em ponte são adaptados para conexão a soquetes de casamento em outras estruturas submarinas. A ligação em ponte de linha de fluxo é tipicamente uma estrutura rígida, mas pode incluir alternativamente um conduto flexível. Em um ou outro caso os acoplamentos de fluido da ligação em pon5 te de linha de fluxo são orientados para se conectar com terminais de tubulação ou saídas de produção, os quais tipicamente incluem válvulas de isolamento de tal maneira que produto de hidrocarboneto na tubulação e na fonte de produção pode ser selado pela ligação em ponte. Sob tais condições, hidrocarboneto pode permanecer na ligação em ponte ou outra estru10 tura que seja provida de pernas inativas a partir da linha de fluxo e fonte de produção.

De acordo com a presente modalidade, métodos e aparelho são fornecidos para remoção submarina de produto de hidrocarboneto de estruturas submarinas de tal maneira que as estruturas podem ser reparadas ou substituídas. Em um método de remoção de produto representado na figura

13, a SPSS (40) é posicionada para uma estrutura submarina tal como uma ligação em ponte de linha de fluxo (300). A ligação em ponte representada não está desenhada para representar uma escala relativa para a SPSS. De fato, a estrutura submarina em muitos casos pode ser muitas vezes o tama20 nho da SPSS. A SPSS pode ser abaixada para o fundo do mar por meio de um cabo do navio de superfície, ou pode ser transportada por meio de um SV, AUV ou ROV (118), dependendo da profundidade da água e disponibilidade. Uma vez que no fundo do mar, o SV, AUV ou ROV pode ser utilizado para fazer conexões e para acionar as bombas de SPSS. Na modalidade 25 representada na figura 13, uma plataforma de contenção (320) é fornecida que inclui um balão de remoção de produto (323) disposto em uma estrutura de gaiola (325). Dependendo das suas dimensões, a plataforma de contenção (320) pode ser abaixada para o fundo do mar por meio de cabo ou, alternativamente, ser manobrada pelo SV, AUV ou ROV. Pelo uso de plata30 formas de contenção, considerável liberdade de ação é capacitada no dimensionamento do balão. Para um exemplo não-limitativo, a figura 16 representa uma vista superior e lateral de uma plataforma de contenção exemplar tendo uma dimensão de gaiola de 7,31 metros x 2,44 metros x 0,91 metro (24 pés x 8 pés x 3 pés) e incluindo um balão de 7.570,82 litros (2.000 galões). Na modalidade representada na figura 16, o balão (323) inclui um fechamento de válvula (321) assim como um respiradouro (327) conectado a 5 uma válvula de sangria (329).

Remoção de produto pode ser efetuada diretamente usando a bomba de SPSS se a ligação em ponte incluir saídas que sejam suficientemente grandes em que conexão direta para as bombas de SPSS seja exeqüível. Entretanto, onde uma saída de dreno na ligação em ponte é demasi10 adamente pequena para utilização das bombas de SPSS principais, produto pode ser removido da ligação em ponte ao contar com a menor gravidade específica dos hidrocarbonetos em relação á água do mar para permitir ao produto flutuar na coluna de água e assim ser deslocado com a água do mar que é introduzida na estrutura por um ponto inferior da estrutura. O produto 15 pode então ser coletado no balão e recuperado para descarte em terra firme.

Em uma modalidade tal como representado na figura 13, o SV, AUV ou ROV é utilizado para conectar o balão de remoção de produto a um ponto superior da contenção de fluido dentro da estrutura submarina. Uma entrada de válvula ou acoplamento de fluido (310) em um ponto inferior da 20 estrutura submarina (300) é conectada à linha de fluxo de saída da SPSS (40) e uma bomba na SPSS é encaixada para bombear água do mar filtrada para o ponto inferior a fim de empurrar o produto remanescente disposto na estrutura submarina para dentro do balão de remoção de produto (320).

Alternativamente, tal como representado na figura 14, o hidro25 carboneto pode ser puxado da estrutura submarina e para dentro do balão de remoção de produto por meio de conexão a uma entrada de uma bomba de SPSS. Em algumas modalidades, uma ligação em ponte está em conexão fluidica com uma PLET ou PLEM ou outra estrutura submarina e uma saída na extremidade distante da estrutura é aberta de tal maneira que pro30 duto pode ser drenado da estrutura através da ligação em ponte e no final para dentro do balão de remoção de produto.

Em alguns casos, a conexão de ligação em ponte é caracterizada por um volume de fluido que pode ser removido para dentro de um balão submarino que pode ser manipulado e levado para a superfície por um SV, ROV ou SUV em uma única viagem. Em outros casos, entretanto, a ligação em ponte pode incluir um volume excedente o qual pode ser transportado 5 em uma viagem. Em uma modalidade de uma solução fornecida pela presente descrição, produto é removido da ligação em ponte de grande volume ao posicionar uma pluralidade de balões de remoção de produto no fundo do mar, os quais são enchidos seqüencialmente para recuperação para a superfície após enchimento.

Em outras modalidades onde menores volumes são para ser

removidos pelo menos um balão de remoção de produto é aprisionado ou fixado no lado de fora da estrutura de armação (1) da SPSS (40), tal como representado na figura 15. Colocação do balão no lado de fora da armação de SPSS fornece considerável liberdade de ação no dimensionamento do 15 balão. A figura 15 representa o balão de remoção de produto fixado sob a plataforma de bombeamento da SPSS. Em outras modalidades, o balão de remoção de produto é fixado a um ou mais lados ou ao topo da plataforma de bombeamento. Balões separados adicionais podem ser utilizados se necessário. A SPSS juntamente com balões fixados ou separados pode ser 20 depositada no fundo do mar e o SV, AUV ou ROV pode então se desconectarda SPSS para manipulação de válvulas, cabos umbilicais, etc.

Todas as publicações, patentes e pedidos de patente citados neste documento estão incorporados por meio desta referência tal como se expostos nas suas totalidades neste documento. Embora esta invenção te25 nha sido descrita com referência a modalidades ilustrativas, esta descrição não é proposta para ser interpretada com um sentido de limitação. Várias modificações e combinações de modalidades ilustrativas, assim como outras modalidades da invenção, estarão aparentes para os versados na técnica mediante referência à descrição. Portanto, é pretendido que as reivindica30 ções anexas abranjam tais modificações e desenvolvimentos.

Claims (27)

1. Plataforma de serviço de tubulação submarina compreendendo: uma estrutura adaptada para transportar a plataforma para uma tubulação submarina usando um SV1 ROV ou AUV; pelo menos um balão de coleta de amostra fixado à plataforma e em comunicação fluidica com uma bomba montada sobre plataforma dimensionada para puxar uma amostra da tubulação submarina, a bomba operada por meio de um motor hidráulico acionado pelo SV, ROV ou AUV; e um conduto de fluido entre a tubulação e a bomba montada sobre plataforma.

2. Plataforma de acordo com a reivindicação 1, compreendendo adicionalmente uma bomba de dosagem química e um balão de tratamento químico.

3. Plataforma de acordo com a reivindicação 1, em que o conduto de fluido inclui uma conexão de injeção de fluido hidráulico.

4. Plataforma de acordo com a reivindicação 1, compreendendo adicionalmente: um sistema de filtragem em comunicação fluidica com o pelo menos um balão de amostragem química, em que quaisquer produtos químicos dispostos dentro da tubulação antes da amostragem são escoados através do sistema de filtragem e assim purificados antes da descarga para o ambiente.

5. Plataforma de acordo com a reivindicação 1, em que a bomba é uma bomba de alta pressão dimensionada para entregar pressão em uma faixa de 689,47 a 137.895,14 kPa (100 a 20.000 psi).

6. Plataforma de acordo com a reivindicação 1, em que o pelo menos um balão de coleta de amostra está em conexão fluidica com um filtro de efluente dimensionado para neutralizar ou coletar produtos químicos presentes na armazenagem em rede antes de descarregar essa parte de um fluido de armazenagem em rede que é bombeada para fora e não retida como parte de uma amostra retida no balão de coleta de amostra.

7. Plataforma de acordo com a reivindicação 1, compreendendo adicionalmente um envoltório dimensionado para reduzir efeitos de arrastamento no pelo menos um balão de coleta de amostra durante retorno a partir do fundo do mar.

8. Plataforma de acordo com a reivindicação 1, em que pelo menos um balão de coleta de amostra é encaixado com um compensador hidráulico para controlar descarga de fluido durante retorno para a superfície.

9. Plataforma de acordo com a reivindicação 1, compreendendo adicionalmente pelo menos um balão de tratamento químico para redosar a tubulação com produtos químicos após remoção da amostra.

10. Plataforma de acordo com a reivindicação 9, compreenden do adicionalmente uma bomba de dosagem química para redosagem controlada da tubulação com produtos químicos após remoção da amostra.

11. Plataforma de serviço de tubulação submarina compreendendo: uma estrutura adaptada para transportar a plataforma para uma tubulação submarina usando um SV, ROV ou AUV; pelo menos uma bomba de alta pressão montada sobre plataforma dimensionada para entregar de cerca de 27.579,02 a 137.895,14 kPa (4.000 a cerca de 20.000 psi) de pressão; e pelo menos uma bomba manual operável pelo SV, ROV ou AUV para equalizar a pressão entre a bomba de alta pressão e a linha de fluxo/tubulação antes de iniciar comunicação fluidica entre a bomba de alta pressão e a tubulação.

12. Método de reparo de uma tubulação curvada úmida usando uma plataforma de serviço de tubulação submarina compreendendo as etapas de: reter uma extremidade aberta da tubulação curvada acima da água e exposta a uma fonte de ar; cortar a tubulação curvada abaixo de uma seção danificada; fixar um fechamento capaz de receber válvula à extremidade cortada; conectar uma bomba ao fechamento capaz de receber válvula e funcionar a bomba para puxar água para fora da tubulação e assim reduzir pressão na tubulação e arrastar ar para dentro a partir da atmosfera para enxugar a seção separada; e recuperar a seção enxugada para um navio de superfície.

13. Método de acordo com a reivindicação 12, em que a bomba de alta pressão tem uma faixa de capacidade de bombeamento de pressão de 689,47 a 137.895,14 kPa (100 a 20.000 psi).

14. Método de recuperação de uma seção de tubulação disposta no fundo do mar compreendendo as etapas de: posicionar um SV, AUV ou ROV e instalar cabeças de terminação em cada uma de uma primeira e segunda extremidade da tubulação; fornecer uma fonte de gás comprimido para a primeira extremidade da tubulação; utilizar o SV, AUV ou ROV para deslocar uma SPSS que inclui uma bomba de alta pressão para a segunda extremidade da tubulação e conectar a SPSS à cabeça de terminação; e usando o SV, AUV ou ROV, acionar a bomba de alta pressão para puxar água para fora da tubulação e deslocar fluido na tubulação com um volume de gás relativamente modesto proveniente da fonte de gás comprimido, enxugando assim a tubulação; e recuperar a seção de tubulação enxugada do fundo do mar.

15. Método de acordo com a reivindicação 14, em que a bomba de alta pressão tem uma faixa de capacidade de bombeamento de pressão de 689,47 a 137.895,14 kPa (100 a 20.000 psi).

16. Método de acordo com a reivindicação 14, compreendendo adicionalmente inserir um dispositivo de enxugamento de duto na primeira extremidade da tubulação pela qual o dispositivo de enxugamento de duto é avançado na direção da segunda extremidade da tubulação por meio de uma ação de sucção da bomba e ação de empurrar do gás comprimido combinadas.

17. Método de teste de integridade de tubulação submarina compreendendo as etapas de: fornecer uma SPSS que compreende pelo menos uma bomba de alta pressão e um monitor de pressão capaz de detectar uma mudança na pressão de cerca de 6,89 kPa (1 psi) ou menos; utilizar o SV, AUV ou ROV para deslocar a SPSS para uma seção submarina de tubulação, em que uma cabeça de terminação de tubulação é fixada a cada extremidade da tubulação; usar o SV, AUV ou ROV para acionar a bomba de alta pressão para puxar água para fora da tubulação e assim reduzir pressão na tubulação para abaixo da pressão ambiente em volta da tubulação; e monitorar pressão na tubulação para determinar se ocorre algum vazamento de influxo suficiente para mudar pressão na tubulação.

18. Método de acordo com a reivindicação 17, em que a bomba de alta pressão é dimensionada para reduzir pressão na tubulação em uma pressão hidrostática de 2.757,90 kPa (400 psi).

19. Método de acordo com a reivindicação 17, em que a bomba de alta pressão é dimensionada para reduzir pressão na tubulação em uma pressão hidrostática de 27.579,02 kPa (4.000 psi).

20. Método de acordo com a reivindicação 17, em que a bomba de alta pressão tem uma faixa de capacidade de bombeamento de pressão de 689,47 a 137.895,14 kPa (100 a 20.000 psi).

21. Método de testar um status de uma armazenagem em rede em uma tubulação submarina, compreendendo as etapas de: fornecer pelo menos um balão de coleta de amostra em comunicação fluidica com uma bomba submarina, em que a bomba é dimensionada para puxar uma amostra da armazenagem em rede da tubulação submarina; utilizar um SV, AUV ou ROV para deslocar o balão e a bomba para uma cabeça de terminação de tubulação fixada a uma extremidade da tubulação submarina; coletar uma amostra da armazenagem em rede ao bombear uma parte para dentro do balão de coleta de amostra; e retornar o balão de coleta de amostra para um navio de superfície para teste da solução de armazenagem em rede.

22. Método de acordo com a reivindicação 21, compreendendo adicionalmente: filtrar e tratar qualquer solução de armazenagem em rede que não é coletada no balão de amostras antes de descarregar essa parte de um fluido de armazenagem em rede que é bombeada para fora e não retida como parte de uma amostra retida no balão de coleta de amostra.

23. Método de acordo com a reivindicação 21, compreendendo adicionalmente redosar a tubulação com uma solução química após coletar a amostra.

24. Método de acordo com a reivindicação 21, compreendendo adicionalmente usar o SV, ROV, ou AUV para instalar um plugue de terminação dentro de pelo menos uma extremidade da tubulação e remover uma cabeça de terminação de tubulação adjacente para a superfície.

25. Método de remover um conteúdo fluido de uma estrutura submarina, compreendendo as etapas de: fornecer pelo menos um balão de remoção de produto para a estrutura submarina, em que o balão é encaixado com pelo menos um fechamento de válvula e em que o balão é dimensionado para drenar uma quantidade do conteúdo fluido da estrutura submarina; fornecer uma SPSS incluindo pelo menos uma bomba e um conduto de fluido que termina em um conector de fluido de SPSS dimensionado para se conectar com o fechamento de válvula do balão de remoção de produto; utilizar um SV, AUV ou ROV para conectar o balão e SPSS à estrutura submarina; utilizar a bomba de SPSS para deslocar conteúdo fluido da estrutura submarina para dentro do balão de remoção de produto; e retornar o balão de remoção de produto para um navio de superfície para descarte.

26. Método de acordo com a reivindicação 25, em que a SPSS inclui filtros de entrada e a bomba é utilizada para bombear água do mar filtrada para dentro da estrutura submarina e assim empurrar o conteúdo fluido da estrutura submarina para dentro do balão de remoção de produto.

27. Plataforma de contenção de fluido submarino compreendendo pelo menos um balão de remoção de produto disposto em uma gaiola e dimensionado para efetuar remoção de produto de uma estrutura submarina.