ES2217835T3 - Soporte flotante afianzado para conductos elevadores hasta una plataforma de produccion flotante. - Google Patents
Soporte flotante afianzado para conductos elevadores hasta una plataforma de produccion flotante.Info
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Abstract
Un conjunto de soporte flotante afianzado a media agua para un sistema del conducto elevador usado bajo el agua para conducir fluidos desde un equipo instalado sobre el lecho marino hasta una plataforma de producción (1) en la superficie, comprendiendo el conjunto de soporte flotante afianzado al menos dos amarras (6) adheridas a anclas en el lecho marino, extendiéndose al menos un conjunto de largueros (2) entre los extremos superiores de las amarras (6), a los que está conectado, unos medios de flotación (13) para mantener la tensión de las amarras (6), y unos soportes colgantes (10, 11) para los tramos inferiores del conducto elevador (5) montados en posiciones espaciadas a lo largo del conjunto de largueros (2), caracterizado porque cada soporte colgante (10, 11) está situado estrechamente adyacente a una línea o sobre una línea que se extiende entre las uniones del larguero (2) y las amarras (6) para minimizar o eliminar el par de rotación en el conjunto de largueros (2) tendente a provocar el giro del larguero (2) en torno a su eje principal debido al peso del tramo inferior del conducto elevador (5) suspendido.
Description
Soporte flotante afianzado para conductos
elevadores hasta una plataforma de producción flotante.
Esta invención se refiere a un soporte flotante
afianzado para conductos elevadores hasta una plataforma de
producción flotante, estando el soporte flotante afianzado situado a
media agua para soportar las catenarias de los tubos conductos
elevadores.
Una catenaria inferior en forma de J se extiende
desde el lecho marino hasta el soporte, y una catenaria superior en
forma de U se extiende desde el soporte hasta la plataforma, que
flota en la superficie. El sistema de conductos elevadores dotado de
un único soporte flotante puede incluir múltiples tubos elevadores,
todos ellos con catenarias inferiores y superiores. Unos sistemas de
conductos elevadores de catenaria han sido descritos previamente en
los documentos EP 251488 y UK 2295408.
Para cualquier profundidad del agua, la catenaria
superior suele fabricarse de tubo flexible. El tubo flexible, capaz
de absorber el movimiento de la plataforma provocado por las olas
sin ser vulnerable a fallos por fatiga, se utilizó en la mayoría de
los conductos elevadores hasta plataformas de producción en servicio
en 1998. El tubo flexible se define aquí como un tubo flexible de
alta presión que suele incluir unos devanados helicoidales de alta
resistencia (tales como de acero o posiblemente de fibra de carbono)
para reforzar los tubos de polímero o de matriz elastómera.
En aguas profundas (más de 500 m) conviene
fabricar la catenaria inferior de tubo de acero en lugar de tubo
flexible, ya que el tubo de acero ofrece una gran longitud respecto
al diámetro (longitud aproximadamente 1000 veces superior al
diámetro, o más). La tecnología de conductos elevadores de catenaria
de acero (ECA) hasta una plataforma de larguero tensor (PLT) se
describe en un documento técnico titulado "Design and Installation
of Auger Steel Catenary Risers", presentado en la Offshore
Technology Conference, en Houston, en mayo de 1994, ponencia número
OTC 7620. El documento UK 2295408 describe la solicitud de una ECA,
provista de soporte flotante a media agua afianzado, en lugar de una
PLT.
La instalación de soportes flotantes afianzados a
una profundidad de 130 m bajo el agua en la costa del noroeste de
Australia se describe en el documento "Installation of the Griffin
FPSO and Associated Subsea Construction", presentado en la
Floating Production Systems Conference, de Londres,
8-9 de diciembre de 1994. Cada boya cilíndrica tenía
un diámetro de 3,7 m y una longitud de 14 m, y disponía de amarras
de cadenas que descendían desde cada extremo hasta el lecho marino.
La boya estaba situada a aproximadamente 45 m por debajo de la
superficie del mar. Las boyas disponían de arcos para soportar los
conductos elevadores de tubo flexible y los cables de control; el
diámetro de los arcos era de aproximadamente 3 m, y el cilindro boya
estaba situado centralmente bajo los arcos (al menos antes de la
instalación de los conductos elevadores de tubo flexible).
En aguas profundas, la tensión en el extremo
superior de la catenaria inferior en forma de J que se extiende
desde el soporte a media agua hasta el lecho marino puede ser
sumamente elevada debido al peso sumergido del tubo de gran longitud
de dicha catenaria inferior. El documento
OSEA-94113, "A Hybrid Riser for Deep Water",
presentado en la Offshore South East Asia Conference, en Singapur,
6-9 de diciembre de 1994, sugiere que múltiples ECAs
desde un soporte a media agua situado de 100 a 150 m por debajo de
la superficie y hasta una profundidad de 1200 m tendrá un peso
sumergido combinado de 1200 toneladas. El documento OTC 8441,
"Integrated Asymmetric Mooring and Hybrid Riser System for Turret
Moored Vessels in Deep Water", presentado en la Offshore
Technology Conference, en Houston, 5-8 de mayo de
1997, describe una boya para conducto elevador provista de amarra
para una profundidad de 1000 m bajo el nivel del agua destinada a
soportar hasta aproximadamente 800 toneladas de carga desde 15
conductos elevadores y cables de control. El documento OTC 8441
sugiere que una boya de hormigón para la citada aplicación debería
tener un diámetro de 8 m y una longitud de 80 m, generando 1200
toneladas de tensión sobre las amarras con el fin de proporcionar
una adecuada estabilidad lateral.
El problema que supone colgar una carga de 800 a
1200 toneladas desde una boya de sección circular con un arco de
soporte de 3 a 4 m de radio situado centralmente es que el par de
hasta 4800 toneladas-metro tenderá a girar la boya.
Además, dicho giro podría doblar los extremos superiores de los
conductos elevadores, a menos que cuelguen de un soporte
"articulado" (es decir, libre).
Por consiguiente, la invención se ha realizado
teniendo estos aspectos en mente.
Un conjunto de este tipo soporta el peso del
conducto elevador inferior provocando una tendencia mínima de giro
del soporte de boya afianzado. Además, puede proporcionar una gran
flotabilidad ajustable en el elemento de soporte, que se puede
fabricar con toda facilidad. Por otra parte, genera una resistencia
al giro del soporte cuando se agregan las catenarias superiores de
tubo flexible.
Convenientemente, la distancia entre la línea de
acción de la tensión de un tramo inferior del conducto elevador y la
línea que se extiende entre los extremos superiores de las amarras
es, como máximo, la cuarta parte de la distancia desde el centro de
flotación del medio de flotación hasta los extremos superiores de
las amarras. Más convenientemente, la distancia entre la línea de
acción de la tensión de cualquier parte inferior del conducto
elevador y la línea que se extiende entre los extremos superiores de
las amarras es, como máximo, la vigésima parte de la distancia desde
el centro de flotación del medio de flotación hasta los extremos
superiores de las amarras.
Según un primer aspecto de la presente invención,
un conjunto de soporte afianzado de tipo flotante a media agua para
un sistema de conductos utilizable bajo el agua para conducir
fluidos desde equipos instalados en el lecho marino hasta una
plataforma de producción en la superficie - conjunto de soporte
afianzado flotante que comprende al menos dos amarras desde anclas
adheridas al lecho marino, al menos un conjunto de largueros que se
extienden entre los extremos superiores de las amarras para unirlas,
unos medios de flotación para mantener la tensión de las amarras, y
unos soportes colgantes de los tramos inferiores de los conductos
elevadores montados en posiciones espaciadas a lo largo del conjunto
de largueros - se caracteriza porque cada soporte colgante está
situado muy próximo a la línea o sobre la línea que se extiende
entre las conexiones de los largueros a las amarras para minimizar o
eliminar el par de rotación sobre el conjunto de largueros que
tiende a provocar el giro de los largueros en torno a su eje
principal a causa del peso del tramo inferior suspendido del
conducto elevador.
Según un segundo aspecto de la presente
invención, un conjunto de soporte afianzado de tipo flotante a media
agua para un sistema de conductos utilizable bajo el agua para
conducir fluidos desde equipos instalados en el lecho marino hasta
una plataforma de producción en la superficie - conjunto de soporte
afianzado flotante que comprende al menos dos amarras desde anclas
adheridas al lecho marino, al menos un conjunto de largueros que se
extienden entre los extremos superiores de las amarras para unirlos,
unas medios de flotación para mantener la tensión de las amarras, y
unos soportes colgantes de los tramos inferiores de los conductos
elevadores montados en posiciones espaciadas a lo largo del conjunto
de largueros - se caracteriza porque las amarras se sitúan en un
plano único sobre al menos una parte de su longitud, y porque cada
soporte colgante está situado muy próximo al plano o sobre el plano
de las amarras para minimizar o eliminar el par de rotación sobre el
conjunto de largueros que tiende a provocar el giro de los largueros
en torno a su eje principal a causa del peso del tramo inferior
suspendido del conducto elevador.
El soporte flotante afianzado puede incluir un
medio de unión y/o de guía y/o de alineación de los tramos
superiores del conducto elevador montados sobre la estructura de
largueros en unas posiciones espaciadas correspondientes a los
soportes colgantes.
Las amarras verticales pueden ser similares a las
amarras tubulares usados para las PLT, que suelen ser tubos de acero
con soportes de elastómero en el punto de unión a las anclas del
lecho marino. De forma similar, las uniones de las amarras al
larguero pueden ser soportes de elastómero.
La estructura horizontal de los largueros puede
estar constituida por dos tubos de un diámetro aproximado de 2 m,
separados aproximadamente 4 m entre sí por unos miembros tubulares
menores que forman una armazón consolidada de aproximadamente 50 m
de largo; los soportes colgantes pueden ser similares a los
descritos en la patente europea EP 0.251.488 o en la solicitud de
patente del Reino Unido 2.323.876. El medio de unión o de guía o de
alineación a los tramos superiores del conducto elevador o a las
correspondientes partes inferiores del conducto elevador puede
incluir unos arcos de soporte de tubo flexible o unas bobinas de
tubería en forma de U invertida o unos embudos o postes guía para la
alineación de los conectores.
Los tanques de flotación principales pueden tener
forma cilíndrica tubular, con el eje principal en sentido vertical,
o bien tener forma de bloque rectangular, con el elemento de unión
al larguero en el centro de la cara inferior. Los tanques pueden
tener unas dimensiones aproximadas de 20 m de alto x 10 m de
diámetro (desplazamiento de 1570 m^{3}) en caso de necesitarse una
gran capacidad de flotación y dependiendo del peso total de los
conductos elevadores a soportar. El interior de los tanques puede
estar compartimentado para permitir un aumento progresivo de la
flotabilidad, empleando pares de divisiones de eliminación de lastre
para mantener la boya y el larguero en posición aproximadamente
vertical. Cada compartimento de eliminación de lastre dispone de
válvulas para inyectar aire o nitrógeno al extremo superior y
expulsar el agua contenida en el fondo con una mínima sobrepresión
del gas sobre la presión externa del agua.
A continuación se describen unas realizaciones
específicas de la invención a modo de ejemplo y haciendo referencia
a los dibujos adjuntos, en los que:
La figura 1 es una vista isométrica de la
totalidad del sistema de producción flotante, que muestra múltiples
conductos elevadores hacia/desde el lecho marino.
La figura 2 es una vista isométrica de la
estructura de largueros, con amarras y tanques de flotación en cada
extremo.
La figura 3 es una vista de extremo del larguero,
y muestra la posición relativa de los soportes de las amarras y las
cargas aplicadas del conducto elevador.
Con referencia a la figura 1, la plataforma de
producción 1 flota sobre la superficie del mar. Un soporte a media
agua, en forma de estructura de largueros 2, dispone de unos arcos 3
que soportan los tramos superiores 4 de los conductos elevadores de
tubo flexible. Los tramos inferiores de los conductos elevadores 5
se prolongan hacia abajo, hasta el lecho marino. Las amarras 6
mantienen a la estructura de largueros a la profundidad deseada, y
los tanques de flotación 7 soportan el peso de la totalidad del
conjunto, incluyendo las tensiones de los conductos elevadores, y
además mantienen tensas las amarras. Unos tirantes 8 colaboran en el
equilibrio del componente lateral de tensión de los conductos
elevadores inferiores y previenen el movimiento lateral a causa de
las corrientes de agua.
La figura 2 es una vista isométrica de una
estructura de largueros 2 fijada a unas amarras 6 por medio de unos
soportes de elastómero 9. El larguero 2 tiene unos arcos 3 y
soportes colgantes 10 para conductos elevadores de línea única, y
tres arcos 3 asociados al soporte colgante 11 para un conjunto de
tres líneas de conductos elevadores. Otro posible motivo para que un
tramo inferior del conducto elevador de tipo sencillo disponga de
múltiples arcos asociados es que el tramo inferior del conducto
elevador tiene un tamaño considerable, de unos 61 cm, y los tramos
superiores del conducto elevador de tubo flexible tienen, como
máximo, un diámetro limitado de unos 41 cm. Los soportes colgantes
10 y 11 tienen una unión articulada o de descanso de elastómero con
la estructura de los largueros para permitir la alineación de los
soportes colgantes con los tramos inferiores del conducto elevador
(se muestran sólo las posiciones de la línea central 12 de los
conductos elevadores inferiores). Las posiciones de la línea central
12 son equivalentes a las líneas de acción de las tensiones del
conducto elevador inferior en los soportes colgantes 10 y 11. Los
tanques de flotación 13 están montados sobre brazos 14 integrales
con el larguero 2, en una posición por encima de las amarras 6. Las
divisiones 15 de los tanques de flotación 13 proporcionan una cierta
rigidez, una cierta redundancia en caso de fallo e inundación de uno
de los compartimentos de flotación, y un ajuste más preciso de la
flotabilidad mediante la eliminación del lastre de sólo algunos de
los segmentos. Los tirantes 8 disponen de un medio de ajuste de
tensión 16 en su punto de unión al larguero 2.
La figura 3 muestra el larguero 2 unido a las
amarras 6 por medio de los soportes 9. La indicación "B"
representa el extremo superior de la amarra; la segunda amarra
tendrá un correspondiente punto "B". Al instalar un conducto
elevador inferior, la línea de acción de su tensión "T" (línea
central 12) ejercerá un momento de "T veces a" de intento de
rotación del larguero. La distancia "a" es la distancia entre
la línea de acción de la tensión y la línea que se extiende entre
los extremos superiores de las amarras (de la que "B" es una
vista de extremo), y preferentemente será inferior a 1,5 m, y más
preferentemente inferior a 0,8 m. La tendencia a la rotación del
larguero 2 intentará desplazar el centro de flotación (situado a la
distancia "L" sobre el punto "B") de los tanques de
flotación 13, alejándolo de su posición normal verticalmente sobre
el punto "B". La fuerza de flotación comenzará entonces a
generar un momento opuesto, llegando a una posición estable cuando
el momento de retorno a causa del centro de flotación desplazado
equilibra el momento derivado de la tensión "T veces a" del
conducto elevador inferior. Si "a" es reducida y "L"
grande, se producirá escaso movimiento de rotación del larguero 2.
Preferentemente, L es de al menos 3 m, y más preferentemente de al
menos 5 m. Por ejemplo, L podría exceder de 10 m si los tanques 13
tienen 20 m de altura, según la anterior descripción.
Al situar una sección superior 4 del tubo
flexible sobre el arco 3 para unir el tramo inferior del conducto
elevador con la plataforma de la superficie, la catenaria ejerce una
tensión "t" menor que la tensión "T" del tramo inferior.
Actuará como brazo de momento "b" desde el punto "B", y
actuará también para contrarrestar parte del momento "T veces
a", devolviendo así el centro de flotación de los tanques de
flotación 13 a un punto más próximo a su posición inicial
verticalmente por encima de los puntos "B".
Los tramos inferiores de los conductos elevadores
5 pueden ser de tubo flexible o de acero. El ángulo formado entre la
línea central 12 de un tramo inferior del conducto elevador (que
representa la línea de acción de su tensión al aproximarse a su
soporte 11) y la vertical probablemente variará en los términos que
a continuación se indican:
| Tipo de tramo inferior del | Ángulo entre línea central 12 y |
| conducto elevador | vertical |
| Tubo flexible/tubo de control | < 5 grados |
| Tubo acero (10,16 a 20,32 cm NB) | aproximadamente 10 grados |
| Tubo acero (<10,16 cm NB) | > 15 grados |
Si los tramos inferiores del conducto elevador 5
para un determinado proyecto tienen ángulos similares entre la línea
central 12 y la vertical al aproximarse a sus soportes colgantes 11,
los valores de los pares de rotación "T veces a" y "t veces
b" podrían reducirse, según se describe a continuación.
La figura 2 muestra un larguero 2 desplazado o
"acodado" en el plano horizontal, de manera que los soportes
colgantes quedan situados más próximos a la línea que se extiende
entre los extremos superiores de las amarras "B". Podría ser
conveniente desplazar también el larguero 2 en el plano vertical.
Las líneas de acción de las tensiones "t" y "T" de los
tramos superior e inferior del conducto elevador se incluyen en la
figura 3. Los valores de los pares de rotación "T veces a" y
"t veces b" se reducen si el larguero 2 se desplaza
aproximadamente 5 metros hacia abajo. Esto sitúa al punto de
intersección entre las líneas de acción de las tensiones "t" y
"T" más próximo a la línea que se extiende entre los extremos
superiores de las amarras "B", con lo cual se reduce cualquier
tendencia a la rotación del larguero 2.
La cantidad de desplazamiento o de "acodado"
del plano horizontal y vertical del larguero 2 para una determinada
profundidad del agua, tamaño del conducto elevador, etc., deberá
determinarse durante el diseño detallado, evaluando:
a) las fuerzas que actúan sobre el soporte
flotante afianzado a media agua,
b) las tensiones desarrolladas en el larguero,
y
c) el impacto económico de introducir una mayor
complejidad en la fabricación del larguero.
La figura 4 de la patente europea Nº EP 251488
muestra unos conductos elevadores que pasan por debajo de la
estructura de largueros en lugar de discurrir apartándose de ella,
según se aprecia en la presente figura 1. La estructura de largueros
2 puede soportar un conducto elevador que pase bajo la misma (no se
muestra) y que tenga una reducida longitud de línea de flujo sobre
el lecho marino hasta un equipo bajo la plataforma flotante 1. En
tal caso, la línea central 12 de la figura 3 seguiría estando
separada a través de una pequeña distancia "a" en el lado
derecho del punto "B", aunque cruzaría la línea central de la
amarra 6 a una distancia relativamente corta bajo el punto "B".
La estructura de largueros 2 seguiría estando acodada en la
dirección mostrada en la figura 2, ya que la operación de colgar el
conducto elevador se realizaría aproximándose al soporte colgante 10
desde el mismo lado. Una descripción detallada de esta operación, en
la que el conducto elevador pasa por debajo del larguero 2, aparece
en la revista Offshore Engineer, de julio de 1987, página 41.
Una variante de la operación de colgar el
conducto elevador sería aquella en la que unas largas líneas de
conducción y/o líneas de salida se aproximan a la estructura de
larguero desde lados opuestos. En este caso, cuando las operaciones
de colgado se realizan desde lados opuestos del larguero, los
correspondientes soportes colgantes 10 deberían estar igualmente en
lados opuestos del larguero 2. En tal caso, un sistema de soporte
del conducto elevador único soportaría las líneas que se aproximan
desde ambos lados, en lugar de emplear los dos sistemas de soporte
de conductos elevadores que se muestran en la figura 1. Además, el
larguero 2 debería estar acodado en ambos sentidos, preferentemente
simétrico respecto a una línea de salida en cada extremo (desde una
dirección) y con todas las líneas de flujo situadas en la sección
central (desde la dirección opuesta). No obstante, las uniones de
tubo flexible 4 mantendrían al larguero en la misma dirección. En el
caso de aquellas posiciones en las que el enlace del tubo flexible y
el soporte colgante para la catenaria inferior en forma de J se
encuentran en el mismo lado del larguero, el arco 3 y su soporte
deberán añadirse después de que la catenaria inferior en forma de J
haya sido colgada.
En otra realización de la invención, la mayor
parte de la flotabilidad que mantiene la tensión de las amarras se
puede situar en los extremos superiores de las amarras mismas, o en
su proximidad o entorno, en lugar de ubicarse encima de las amarras.
Esto ofrece la ventaja de aumentar la separación entre las líneas de
anclaje de la plataforma de producción y el conjunto de soporte del
conducto elevador flotante afianzado, aunque presenta el
inconveniente de que la flotabilidad no actuará como oposición al
par de rotación. En este caso, el larguero tendrá unas uniones fijas
en o en la proximidad de los extremos superiores de las amarras,
además de medios de flotación. Las amarras y líneas de sujeción
probablemente se pueden elaborar con cabos de fibra sintética, cuyo
coste es relativamente bajo. Se mantiene la necesidad de evitar
aplicar un elevado par de rotación al larguero (que tendería a
provocar el giro del larguero en torno a su eje principal) al
aplicar a los soportes colgantes la gran carga de los tramos
inferiores del conducto
elevador.
elevador.
Al tender una tubería mar adentro hacia una zona
de objetivo del lecho marino de no más de 3 metros de largo por 3
metros de ancho, la embarcación de tendido debe conocer su posición
respecto al punto de corte de la tubería (fabricada en largos de 12
metros o de 24 metros). El corte se realiza y el "cabezal
tendido" se suelda al extremo de manera que, cuando el extremo de
la tubería se ha desplazado sobre la rampa curva, el extremo de la
línea cae sobre la zona de objetivo. La medición de la "distancia
al objetivo" se puede efectuar mediante técnicas de sonar, con
una tolerancia práctica de aproximadamente +/- 1 metro.
Al realizar un tendido hacia un soporte sumergido
afianzado del conducto elevador con soportes colgantes 10, la
anchura efectiva del objetivo de soporte colgante se puede
incrementar agregando unos brazos guía angulares que actúan para
"encauzar" el conducto elevador hacia la posición prevista.
Estos brazos guía son desmontables, y pueden ser instalados en el
punto elegido del soporte colgante por un buzo o vehículo
robotizado.
La "distancia al objetivo" sólo puede ser
medida dentro de una tolerancia de aproximadamente +/- 1 metro, y en
ciertos casos la geometría de la catenaria en forma de J del tramo
inferior del conducto elevador 5 puede aceptar esta variación de
longitud sin provocar un excesivo esfuerzo de flexión en la
"comba". Si la longitud del tramo inferior del conducto
elevador requiere un control preciso para mantener el esfuerzo de
flexión dentro de un límite determinado (es decir, si la geometría
de la catenaria es incapaz de absorber la potencial variación de
longitud), podrían ser necesarios unos soportes colgantes 10 y 11
dotados de medios de ajuste para absorber la variación de longitud
efectiva de la catenaria en forma de J.
Los soportes colgantes 10 y 11 se pueden fijar a
la estructura de largueros 2 a través de un medio de ajuste lineal
(no mostrado) capaz de variar la posición del soporte colgante a lo
largo de la línea de acción 12 en aproximadamente +/- 2 metros
después de colgar el tramo inferior del conducto elevador 5. El
medio de ajuste lineal se puede fijar temporalmente con un activador
hidráulico que cambia la elevación del soporte colgante 10 y 11
respecto al larguero 2. Después de ajustar la altura del soporte
colgante, la posición del medio de ajuste se bloquea con pasadores
introducidos en los orificios "coincidentes" más cercanos de
una serie de orificios. Alternativamente, el medio de ajuste puede
seguir el principio de un típico "tensor roscado" en lugar de
usar un "pasador deslizante con chaveta de bloqueo"
conjuntamente con un activador hidráulico.
Otro procedimiento de ajuste consistiría en
situar el soporte colgante 10 en una posición relativamente baja,
instalar el tramo inferior del conducto elevador 5 y levantar su
extremo superior empleando el cabrestante de la embarcación de
tendido hasta que la brida de soporte de peso del extremo de la
línea alcance la posición correcta. A continuación, se podría añadir
un collarín de apoyo de semicasquillos con la longitud necesaria
para absorber la distancia entre la brida de soporte de peso y el
soporte colgante.
Otra alternativa para garantizar que el corte del
tramo del conducto elevador 5 de una determinada línea de caudal o
tubería se realiza a la longitud debida consiste en bajar el extremo
superior de la catenaria del conducto elevador, añadiendo al menos 3
m, hasta llegar a la posición del soporte colgante. Esta acción de
bajada se puede llevar a cabo, tanto para un tendido sobre el lecho
marino como para una operación colgante a media agua, con el
cabrestante de la embarcación de tendido. Un análisis previo habrá
determinado la tensión máxima, el ángulo superior hasta la vertical
y el punto de contacto con el lecho marino que se desea para el
conducto elevador de catenaria de acero. La línea de cabrestante que
soporta el peso del conducto elevador se puede regular de manera que
proporcione la tensión, ángulo o punto de contacto con el fondo que
se requiere, y luego un vehículo robotizado o un buzo podrá marcar
la posición de corte relativa al soporte colgante 10, 11. Después de
recuperar el extremo superior del conducto elevador hasta sacarlo a
la superficie, el tramo de catenaria 5 se corta a la longitud
necesaria para la unión de la brida del soporte colgante con el
extremo inferior de un conector, facilitándose así la subsiguiente
conexión al tramo correspondiente de tubo flexible superior 4 del
conducto elevador. Antes de bajar el extremo superior del tramo del
conducto elevador 5 hasta su soporte colgante 10 o 11, deberá
considerarse cualquier prueba hidrostática que requiera la línea de
caudal o conducto elevador instalado. Dicha prueba puede requerir la
instalación de un colector en la parte superior del tramo de
catenaria 5 que permita una inundación controlada antes de llevar a
cabo las pruebas o la unión del tramo de tubo flexible 4.
Hasta la fecha se han usado dos tipos de soporte
flotante a media agua para conductos elevadores de catenaria de tubo
flexible. El primer tipo se emplea para configuraciones de conducto
elevador "empinadas", en las que el tramo inferior del conducto
elevador se une a través de su extremo inferior a una base de
elevador fijada al lecho marino, quedando el soporte a media agua
con arco del conducto elevador "afianzado" en su sitio mediante
el tubo flexible mismo. Este tipo de soporte, que suele instalarse
en una sola pieza y con el soporte a media agua ya adherido, se baja
simultáneamente con el conducto elevador. El segundo tipo se usa
para configuraciones del conducto elevador "flojas", en las que
la catenaria inferior desciende tangencialmente sobre el lecho
marino. Este tipo también se puede instalar simultáneamente con el
conducto elevador. No obstante, si se usa para soportar un gran
número de conductos elevadores, lo normal es instalar previamente el
soporte con arcos a media agua. La operación de preinstalación de
seis soportes a media agua se describe en la referencia
anteriormente citada en la parte superior de la página 2 relativa a
las instalaciones Griffin de la costa australiana. Las mejoras
descritas en esta solicitud se refieren sólo a soportes afianzados
de conducto elevador flotante preinstalados que disponen de un
sistema de amarras adheridas a puntos de sujeción en el lecho
marino, y en los que los conductos elevadores se instalan en una
configuración cercana a la catenaria, con apoyo tangencial sobre el
lecho marino, una vez finalizada la instalación flotante a media
agua.
En algún momento posterior a la instalación del
soporte flotante afianzado, podría ser necesaria la sustitución de
una amarra dañada. Esta operación de sustitución se facilita al
disponer de antemano de unos puntos de fijación adicionales para los
extremos de la amarra de repuesto, tanto en las anclas del lecho
marino como en los extremos del larguero 2. Después de instalar una
nueva amarra, la unidad dañada se puede retirar en condiciones de
seguridad. Existe la filosofía de instalar plataformas afianzadas
(generalmente atendidas por personal) con al menos dos amarras por
cada punto de anclaje, de manera que si una falla, la otra evita la
inestabilidad y el fallo catastrófico de la plataforma. En el caso
de un soporte del conducto elevador flotante afianzado, lo normal es
que cada amarra tenga una gran resistencia, por lo que el daño que
pudiera sufrir probablemente sólo conduciría a una pérdida parcial
de su fuerza. El daño en cuestión probablemente sería detectado
durante una inspección periódica del vehículo robotizado,
evaluándose seguidamente la urgencia de la sustitución. El fallo
altamente improbable de un sistema de soporte del conducto elevador
puede conducir a su vez al fallo de un tubo elevador de catenaria
inferior 5, pero se evitaría el vertido al mar de una gran cantidad
de hidrocarburo gracias a las numerosas válvulas instaladas en la
proximidad de los cabezales de la perforación, tanto sobre como bajo
el lecho marino.
En la figura 3, el arco 3 tiene uno de sus
extremos próximo a la tangencial con la línea central 12 para
permitir una alineación casi vertical de la conexión de un tramo
superior de tubo flexible 4 con su correspondiente tramo inferior de
catenaria 5. Deberá tenerse presente que los arcos de la técnica
anterior, instalados sobre soportes del conducto elevador flotantes
afianzados (tales como los descritos para las instalaciones Griffin
en la referencia de la parte superior de la página 2), se situaban
casi centralmente respecto a la línea casi vertical de las amarras.
Es decir, el centro del radio de cada arco quedaba situado próximo
al plano de las dos amarras. En la vista de extremo del larguero
mostrado en la figura 3, se ve que el arco 3 está considerablemente
desplazado respecto a la línea central de la amarra 6. Esto permite
situar la línea central 12 en la proximidad de una línea o sobre una
línea que se extiende desde las uniones 9 del larguero a las
amarras, reduciéndose en gran medida la tendencia al giro del
larguero al colgar el tramo inferior de catenaria 5 de su
correspondiente soporte colgante 10, 11.
En el libro "Floating Structures: a guide for
design and analysis", preparado en 1998 por el (UK) Centre for
Marine and Petroleum Technology y publicado por Oilfield
Publications Limited, el capítulo 13 se titula "Flexible Risers
and Umbilicals". Este capítulo incluye la descripción y un dibujo
(figura 13.11) de un típico soporte a media agua. El dibujo muestra
el punto de unión de la amarra en el lado distal de la línea central
del arco que discurre desde el brazo elevador y desciende hasta el
colector de la base del conducto elevador sobre el lecho marino. En
esta posición, cualquier carga importante desarrollada por el peso
colgante de las catenarias inferiores del conducto elevador hasta el
lecho marino generará un par de rotación mayor que el de una amarra
situada en posición central. La presente invención recomienda situar
la línea de acción del peso colgante de las catenarias inferiores en
la proximidad del plano que contiene las líneas centrales
(extendidas) de las amarras principales con objeto de minimizar el
par de rotación asociado.
Las figuras 2 y 3 adjuntas muestran los tanques
de flotación principales 13 situados sobre las amarras 6. Podría ser
ventajosa la instalación de unos tanques flotantes de compensación
(no mostrados) a lo largo del miembro tubular superior del larguero
2 y bajo los arcos 3. Estos tanques de compensación podrían servir
para el ajuste fino durante o después de la instalación de los
tramos superiores del conducto elevador 4. En la figura 3, la
tensión "t" del tramo superior del conducto elevador 4 tiende a
girar el larguero 2 en sentido contrario al reloj respecto al punto
de unión de amarra "B", pudiendo esta tendencia ser
contrarrestada con el ajuste de la flotabilidad del tanque de
compensación situado bajo el arco 3. Obviamente, la eficacia de
cualquier tanque flotante de compensación será mayor si el centro de
flotabilidad se sitúa más hacia la izquierda del punto de unión
"B" de la amarra.
Claims (15)
1. Un conjunto de soporte flotante afianzado a
media agua para un sistema del conducto elevador usado bajo el agua
para conducir fluidos desde un equipo instalado sobre el lecho
marino hasta una plataforma de producción (1) en la superficie,
comprendiendo el conjunto de soporte flotante afianzado al menos dos
amarras (6) adheridas a anclas en el lecho marino, extendiéndose al
menos un conjunto de largueros (2) entre los extremos superiores de
las amarras (6), a los que está conectado, unos medios de flotación
(13) para mantener la tensión de las amarras (6), y unos soportes
colgantes (10, 11) para los tramos inferiores del conducto elevador
(5) montados en posiciones espaciadas a lo largo del conjunto de
largueros (2), caracterizado porque cada soporte colgante
(10, 11) está situado estrechamente adyacente a una línea o sobre
una línea que se extiende entre las uniones del larguero (2) y las
amarras (6) para minimizar o eliminar el par de rotación en el
conjunto de largueros (2) tendente a provocar el giro del larguero
(2) en torno a su eje principal debido al peso del tramo inferior
del conducto elevador (5) suspendido.
2. Un conjunto según la reivindicación 1, en el
que los soportes colgantes (10, 11) están situados de manera que, en
uso, la línea de acción de la tensión provocada por el peso del
tramo inferior del conducto elevador (5) suspendido se encuentra
estrechamente adyacente a la línea o sobre la línea que se extiende
entre las uniones del larguero (2) y las amarras (6).
3. Un conjunto según la reivindicación 1 o la
reivindicación 2, en el que las amarras (6) yacen en un único plano
sobre al menos una parte de su longitud.
4. Un conjunto de soporte flotante afianzado a
media agua para un sistema del conducto elevador usado bajo el agua
para conducir fluidos desde un equipo instalado sobre el lecho
marino hasta una plataforma de producción (1) en la superficie,
comprendiendo el conjunto de soporte flotante afianzado al menos dos
amarras (6) adheridas a anclas en el lecho marino, extendiéndose al
menos un conjunto de largueros (2) entre los extremos superiores de
las amarras (6), a los que está conectado, unos medios de flotación
(13) para mantener la tensión de las amarras (6), y unos soportes
colgantes (10, 11) para los tramos inferiores del conducto elevador
(5) montados en posiciones espaciadas a lo largo del conjunto de
largueros (2), caracterizado porque las amarras (6) yacen en
un único plano sobre al menos una parte de su longitud, y porque
cada soporte colgante (10, 11) está situado estrechamente adyacente
al plano o sobre el plano de las amarras (6) para minimizar o
eliminar el par de rotación en el conjunto de largueros (2) tendente
a provocar el giro del larguero (2) en torno a su eje principal
debido al peso del tramo inferior del conducto elevador (5)
suspendido.
suspendido.
5. Un conjunto según la reivindicación 4, en el
que los soportes colgantes (10, 11) están situados de manera que, en
uso, la línea de acción de la tensión provocada por el peso del
tramo inferior del conducto elevador (5) suspendido se encuentra
estrechamente adyacente al plano o sobre el plano de las amarras
(6).
6. Un conjunto según una cualquiera de las
reivindicaciones 3 a 5, en el que la línea de acción de la tensión
provocada por el peso del tramo inferior del conducto elevador (5)
suspendido está a no más de 1,5 m, y preferentemente no más de 0,8
m, de la línea que se extiende entre las uniones del conjunto de
largueros (2) y la amarra (6), y/o desde el plano de las amarras
(6).
7. Un conjunto según una cualquiera de las
reivindicaciones 1 a 6, que incluye unos soportes colgantes
superiores del conducto elevador (3) que soportan los tramos
superiores flexibles (4) del sistema del conducto elevador,
comprendiendo los soportes colgantes superiores del conducto
elevador (3) al menos uno de los arcos y bobinas de tubería con
forma de U invertida.
8. Un conjunto según la reivindicación 6, en el
que se proporcionan unos arcos (3) sobre los que se tienden unos
tramos superiores flexibles (4) del sistema del conducto elevador, y
en el que dichos tramos superiores flexibles (4) están unidos a los
tramos inferiores del conducto elevador (5) en uno de los extremos
de dichos arcos (3), siendo los ejes principales del centro radial
de dichos arcos (3) paralelos aunque desplazados respecto a la línea
que se extiende entre las uniones del conjunto de largueros (2) y
las amarras (6).
9. Un conjunto según la reivindicación 8, en el
que el conjunto de largueros (2) comprende un par de miembros
tubulares, uno de los cuales sostiene a los soportes colgantes (10,
11) y el otro de los cuales está desplazado de los mismos y soporta
a los arcos (3) para minimizar o eliminar el par de rotación en el
conjunto de largueros (2) debido al peso de los tramos inferiores
suspendidos del conducto elevador (5).
10. Un conjunto según una cualquiera de las
reivindicaciones precedentes, en el que el centro de flotación del
medio de flotación (13) está por encima de la línea que une las
conexiones de las amarras (6) al larguero (2).
11. Un conjunto según la reivindicación 10, en el
que la distancia del centro de flotación del medio de flotación (13)
está al menos 3 m, y más preferentemente al menos 5 m, por encima de
la línea que une las conexiones de las amarras (6) al larguero
(2).
12. Un conjunto según la reivindicación 11, en el
que, en uso, la distancia entre la línea de acción de la tensión de
un tramo inferior del conducto elevador (5) y la línea que se
extiende entre los extremos superiores de las amarras (6) es, como
máximo, la cuarta parte, y más preferentemente, como máximo, la
vigésima parte de la distancia entre el centro del medio de
flotación (13) y los extremos superiores de las amarras (6).
13. Un conjunto según una cualquiera de las
reivindicaciones 10 a 12, en el que hay un par de amarras (6), una
en cada extremo del conjunto de largueros (2), y en el que el medio
de flotación (13) comprende un par de tanques de flotación, estando
cada tanque situado sobre una respectiva amarra (6).
14. Un conjunto según una cualquiera de las
reivindicaciones precedentes, usado en aguas profundas de una
profundidad superior a los 500 m.
15. Un conjunto según una cualquiera de las
reivindicaciones precedentes, en el que los soportes superiores del
conducto elevador (3) están unidos al conjunto de largueros para
suspender los tramos superiores (4) del sistema del conducto
elevador, estando los soportes colgantes (10, 11) y los soportes
superiores del conducto elevador (3) situados en una dirección
radial relativa al conjunto de largueros (2), cumpliéndose la
condición siguiente:
T.a - t.b \cong
0
donde: T es igual a la tensión provocada por los
tramos inferiores del conducto
elevador,
a es igual a la distancia radial desde la línea
de acción de T hasta la línea que se extiende entre las conexiones
de las amarras y el conjunto de largueros,
t es igual a la tensión provocada por los tramos
superiores del sistema de conducto elevador, y
b es igual a la distancia radial desde la línea
de acción de t hasta la línea que se extiende entre las conexiones
de las amarras y el conjunto de largueros.
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