BR112022004202B1 - SYSTEM AND METHOD FOR FIXING MARINE RISERS - Google Patents
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Abstract
SISTEMA E MÉTODO DE FIXAÇÃO DE RISER MARÍTIMO. Um método para aproximar e conectar um duto riser marítimo 2 a uma unidade flutuante FPSO 3, compreendendo instalar um receptor de acoplamento tubular 4 na unidade flutuante 3 em um nível de acoplamento de riser 5, o referido receptor de acoplamento 4 tendo uma parede lateral anular 8 se estendendo ao redor de um eixo longitudinal receptor 6, posicionando um dispositivo de tração 14 na unidade flutuante 3 em um nível de dispositivo de tração 15 acima do referido nível de acoplamento de riser 5 e usando o dispositivo de tração 14 para tracionar uma linha de tração 16 estendida através do receptor de acoplamento 4 e conectada a uma cabeça de tração 17 em uma extremidade superior 7 do duto riser 2, de modo que a extremidade superior 7 do duto riser 2 seja tracionada de baixo para cima no receptor de acoplamento 4, fornecendo um mecanismo de travamento 18 no receptor de acoplamento 4 e usando o mecanismo de travamento 18 para travar um adaptador de acoplamento 6 da extremidade superior 7 do duto riser 2 contra a retirada para baixo do receptor de acoplamento 4, desviando uma direção de tração 21 da linha de tração 16 ao estender a linha de tração 16 ao longo de pelo menos uma superfície de desvio curvada 20, formando a referida superfície de desvio (...).MARINE RISER FIXING SYSTEM AND METHOD. A method for approaching and connecting a marine riser pipeline 2 to a floating FPSO unit 3, comprising installing a tubular coupling receiver 4 on the floating unit 3 at a riser coupling level 5, said coupling receiver 4 having an annular sidewall 8 extending around a receiver longitudinal axis 6, positioning a pulling device 14 on the floating unit 3 at a pulling device level 15 above said riser coupling level 5, and using the pulling device 14 to pull a pulling line 16 extended through the coupling receiver 4 and connected to a pulling head 17 at an upper end 7 of the riser pipeline 2, so that the upper end 7 of the riser pipeline 2 is pulled from below upwards into the coupling receiver 4, providing a locking mechanism 18 on the coupling receiver 4, and using the locking mechanism 18 to lock a coupling adapter 6 of the upper end 7 of the riser pipeline 2 against downward withdrawal. of the coupling receiver 4, diverting a traction direction 21 of the traction line 16 by extending the traction line 16 along at least one curved diverting surface 20, forming said diverting surface (...).
Description
[001] A presente invenção está relacionada a um sistema e método de fixação de riser marítimo.[001] The present invention relates to a marine riser fixing system and method.
[002] Em uma configuração típica de instalações de produção de petróleo e gás em águas profundas, um conjunto de válvulas e encaixes usados para regular o fluxo de entrada e o fluxo de saída de produtos de e para um poço, as chamadas árvores, são posicionadas no leito marinho e nas unidades flutuantes, as chamadas Instalações Flutuantes de Produção, Armazenamento e Transferência (“FPSO”), são posicionadas ao nível do mar. As árvores são conectadas fluidicamente às Instalações Flutuantes de Produção, Armazenamento e Transferência (“FPSO”) por tubos rígidos ou flexíveis de transporte de óleo ou gás, os chamados risers, que se estendem do leito marinho até o nível do mar.[002] In a typical configuration of deepwater oil and gas production facilities, a set of valves and fittings used to regulate the inflow and outflow of products to and from a well, the so-called trees, are positioned on the seabed and the floating units, the so-called Floating Production, Storage and Offloading Facilities (“FPSO”), are positioned at sea level. The trees are fluidically connected to the Floating Production, Storage and Offloading Facilities (“FPSO”) by rigid or flexible oil or gas transportation pipes, the so-called risers, which extend from the seabed to sea level.
[003] Esta configuração permite maior flexibilidade em disposições de campo, tais como vários poços individuais e vários centros de perfuração, e reduz as interferências nas principais fases de construção de campo: perfuração, lançamento de tubos e fabricação de FPSO. Uma vez concluído o campo de exploração subaquática, a unidade flutuante (FPSO) pode aproximar-se do local de destino, onde a unidade flutuante é ancorada por meio de uma amarração que é normalmente pré-instalada no leito marinho. Então, as extremidades superiores dos risers são movidas em direção e conectadas à unidade flutuante (FPSO) para transportar o produto petrolífero dos poços para a unidade flutuante FPSO.[003] This configuration allows greater flexibility in field arrangements, such as multiple individual wells and multiple drilling centers, and reduces interference in the main field construction phases: drilling, pipelaying and FPSO fabrication. Once the underwater exploration field is completed, the floating FPSO unit can approach the target site, where the floating unit is anchored by means of a mooring that is usually pre-installed on the seabed. Then, the upper ends of the risers are moved towards and connected to the floating FPSO unit to transport the oil product from the wells to the floating FPSO unit.
[004] Por outro lado, é cada vez mais frequente o uso ou incorporação dos risers como as chamadas linhas de serviço para transportar metanol ou outros produtos químicos para garantir o fluxo do produto petrolífero (garantia de fluxo), ou para o transporte de água de injeção para injeção de água no solo submarino para aumentar a taxa de extração do produto de petróleo ou gás no poço, de modo que esse transporte de fluido de serviço ocorra da unidade flutuante (FPSO) para baixo em direção aos poços.[004] On the other hand, the use or incorporation of risers as so-called service lines to transport methanol or other chemical products to ensure the flow of the petroleum product (flow assurance), or to transport injection water for injection of water into the subsea soil to increase the extraction rate of the oil or gas product in the well, so that this transport of service fluid occurs from the floating unit (FPSO) downwards towards the wells, is increasingly frequent.
[005] A configuração na qual o conjunto de válvulas e encaixes mencionados acima (“árvores”) são dispostos no leito marinho (chamada de configuração de árvores molhadas) permite uma grande liberdade de movimento das unidades flutuantes (FPSO) em comparação com uma configuração na qual a montagem de válvulas e encaixes é disposta na unidade flutuante ao nível do mar (chamada de configuração de árvores secas). Isso permite usar flutuadores comuns, por exemplo, navios padrão tais como Suezmax, Panamax, que são adaptados para acomodar as plantas de petróleo, e os quais são ancorados por meio de um sistema de amarração específico que, dependendo do clima local e das condições do mar, podem estar fixados (por exemplo, a chamada amarração espalhada) ou rotacionando (por exemplo, a chamada amarração de torreta).[005] The configuration in which the above-mentioned valve and fitting assembly (“trees”) are arranged on the seabed (so-called wet tree configuration) allows a great freedom of movement of the floating units (FPSO) compared to a configuration in which the valve and fitting assembly is arranged on the floating unit at sea level (so-called dry tree configuration). This allows the use of common floats, for example standard vessels such as Suezmax, Panamax, which are adapted to accommodate oil plants, and which are anchored by means of a specific mooring system which, depending on the local climate and sea conditions, can be fixed (e.g. so-called spread mooring) or rotating (e.g. so-called turret mooring).
[006] Os movimentos da FPSO são ligados aos do riser e os movimentos e tensões são transmitidos entre esses dois subsistemas estruturais, diferentemente entre as configurações nas quais os risers suspendem a partir do flutuador (chamados de “hang off risers” que são relevantes para a presente invenção) e configurações nas quais os risers estão livres das FPSO (chamados de “free standing riser” que são menos relevantes para a presente invenção). Os movimentos da FPSO induzem tensões mecânicas no riser que se combinam com as ações corrosivas e químicas sobre o mesmo. As regiões críticas particulares são o acoplamento superior do riser (região de hang off), bem como a região de suporte do riser no leito marinho (ponto de toque).[006] The movements of the FPSO are linked to those of the riser and the movements and stresses are transmitted between these two structural subsystems, differently between the configurations in which the risers suspend from the float (called “hang off risers” which are relevant to the present invention) and configurations in which the risers are free from the FPSO (called “free standing riser” which are less relevant to the present invention). The movements of the FPSO induce mechanical stresses in the riser which combine with the corrosive and chemical actions on it. Particular critical regions are the upper coupling of the riser (hang off region) as well as the region where the riser supports the seabed (touch point).
[007] Para suportar as cargas mecânicas dinâmicas e o ataque corrosivo e químico, os risers são geralmente feitos de materiais ou combinações de materiais cuidadosamente selecionados, tais como, por exemplo, materiais metálicos para risers rígidos, múltiplas camadas de material metálico para risers flexíveis, chamadas de estruturas de dutos umbilicais com tubos de dutos dedicados (umbilicais) dentro de um tubo de proteção externo ou material polimérico composto de tubos que são usados em projetos particularmente desafiadores.[007] To withstand dynamic mechanical loads and corrosive and chemical attack, risers are generally made of carefully selected materials or combinations of materials, such as, for example, metallic materials for rigid risers, multiple layers of metallic material for flexible risers, so-called umbilical duct structures with dedicated duct pipes (umbilicals) inside an outer protection tube, or polymeric composite pipe material that are used in particularly challenging projects.
[008] Entre os possíveis formatos e condições de limite conhecidos dos risers, devem ser listados os formatos de catenária simples (chamados de Riser de Aço em Catenária “SCR”) ou formatos de catenária múltiplas e compostas, tais como, por exemplo, o chamado riser de aço em catenária lazy-wave (SWLR) ou o riser dormente, no qual a tensão da porção superior do riser é reduzida à custa de um comprimento aumentado.[008] Among the possible known shapes and boundary conditions of risers, single catenary shapes (so-called Steel Catenary Riser “SCR”) or multiple and compound catenary shapes, such as, for example, the so-called lazy-wave steel catenary riser (SWLR) or the sleeper riser, in which the tension of the upper portion of the riser is reduced at the expense of an increased length, should be listed.
[009] A interface de hang off estrutural entre o riser e a unidade flutuante, a qual é uma questão relevante para a presente invenção, deve suportar e influenciar de maneira desejada a dinâmica, as forças e os movimentos dos dois subsistemas. Além disso, sistemas e equipamentos de transferência específicos são fornecidos na unidade flutuante que movem, seguram, guiam e manipulam a extremidade superior do riser para facilitar uma instalação rápida da extremidade superior do riser na unidade flutuante sem ocupar espaço precioso para plantas de processamento de petróleo e gás.[009] The structural hang off interface between the riser and the floating unit, which is a relevant issue for the present invention, must support and influence in a desired manner the dynamics, forces and movements of the two subsystems. In addition, specific transfer systems and equipment are provided in the floating unit that move, hold, guide and manipulate the top end of the riser to facilitate a rapid installation of the top end of the riser in the floating unit without taking up precious space for oil and gas processing plants.
[010] Tais interfaces de hang off conhecidas incluem, por exemplo, chamadas de interfaces de cesta e chamadas de interfaces de tubo em I.[010] Such known hang off interfaces include, for example, so-called basket interfaces and so-called I-tube interfaces.
[011] No modo de suporte “cesta” (o qual é menos relevante para a presente invenção), a extremidade superior do riser forma uma porção de junta flexível ampliada, enquanto um receptáculo fixado na unidade flutuante forma um tubo com fenda lateral ou sela lateralmente aberta, na qual a porção de extremidade superior do riser é inserida lateralmente e, em seguida, ligeiramente rebaixada de modo que a porção de junta flexível ampliada seja apoiada na sela.[011] In the “basket” support mode (which is less relevant to the present invention), the upper end of the riser forms an enlarged flexible joint portion, while a receptacle attached to the floating unit forms a laterally slotted tube or laterally open saddle, into which the upper end portion of the riser is inserted laterally and then slightly recessed so that the enlarged flexible joint portion is supported in the saddle.
[012] A tração necessária da porção de extremidade superior do riser em direção e para a sela lateralmente aberta é realizada por meio de cabos de tração que precisam ser guiados e redirecionados por meio de polias de redirecionamento instaladas na unidade flutuante acima da sela.[012] The necessary traction of the upper end portion of the riser towards and towards the laterally open saddle is accomplished by means of traction cables that need to be guided and redirected by means of redirection pulleys installed on the floating unit above the saddle.
[013] No modo de suporte de tubo em I (o qual é relevante para a presente invenção) a extremidade superior do riser forma uma porção de junta flexível à qual um adaptador de acoplamento adicional é conectado, enquanto um receptáculo fixado na unidade flutuante forma uma seção de tubo circunferencialmente fechada tendo uma borda superior ampliada e uma borda inferior ampliada (daí o nome “tubo em I”), no qual a extremidade superior do riser é inserida por baixo até que o adaptador de acoplamento esteja acima da borda superior do tubo em I. Subsequentemente, a fim de travar o adaptador em relação ao tubo em I, um mecanismo de alavanca de travamento na referida borda superior deve ser ativado para que as alavancas de travamento do mecanismo de alavanca de travamento se movam entre o adaptador de acoplamento e o tubo em I e evitem que o adaptador de travamento retorne para baixo e, portanto, que o riser deslize para baixo e para fora do tubo em I.[013] In the I-pipe support mode (which is relevant to the present invention) the upper end of the riser forms a flexible joint portion to which an additional coupling adapter is connected, while a receptacle fixed to the floating unit forms a circumferentially closed pipe section having an enlarged upper edge and an enlarged lower edge (hence the name “I-pipe”), into which the upper end of the riser is inserted from below until the coupling adapter is above the upper edge of the I-pipe. Subsequently, in order to lock the adapter relative to the I-pipe, a locking lever mechanism on said upper edge must be activated so that the locking levers of the locking lever mechanism move between the coupling adapter and the I-pipe and prevent the locking adapter from returning downwards and therefore the riser from sliding downwards and out of the I-pipe.
[014] Também neste caso, a tração necessária da porção de extremidade superior do riser para o tubo em I é realizada por meio de um cabo de tração que precisa ser inserido através do tubo em I e adicionalmente guiado e redirecionado por meio de polias de redirecionamento instaladas na unidade flutuante acima do tubo em I.[014] Also in this case, the necessary traction of the upper end portion of the riser to the I-pipe is carried out by means of a traction cable that needs to be inserted through the I-pipe and additionally guided and redirected by means of redirection pulleys installed on the floating unit above the I-pipe.
[015] Os sistemas de transferência e equipamentos de manipulação do riser necessários incluem, por exemplo, dispositivos de tração tais como guinchos, cabos, correntes, cabeças de tração.[015] The necessary transfer systems and riser handling equipment include, for example, pulling devices such as winches, cables, chains, pulling heads.
[016] Instalações auxiliares adicionais integradas na unidade flutuante (embarcação) incluem, por exemplo:- um sistema de tração posicionado no convés da embarcação e tendo um sistema de polias de redirecionamento,- um sistema de tração posicionado em um convés principal da embarcação no qual o convés principal é em cantilever, e/ou- um sistema de tração suspenso a partir da parede lateral da embarcação, como uma sacada, tendo trenós para mover o sistema de tração na posição de uso do mesmo,- um sistema de tração montado em uma corrediça rotativa montada no convés (chamada de torreta rotativa).[016] Additional auxiliary facilities integrated into the floating unit (vessel) include, for example:- a traction system positioned on the deck of the vessel and having a redirection pulley system,- a traction system positioned on a main deck of the vessel in which the main deck is cantilevered, and/or- a traction system suspended from the side wall of the vessel, such as a balcony, having sleds for moving the traction system into the position of use thereof,- a traction system mounted on a rotating slide mounted on the deck (so-called rotating turret).
[017] Para não ocupar espaço útil para as instalações de petróleo e gás embarcadas, os sistemas de tração são muitas vezes suspensos em cantilévers (sacadas) na lateral da embarcação, nos quais os sistemas de tração podem deslizar sobre trilhos para um reposicionamento rápido dos mesmos em diferentes posições de hang-off do riser. O empreiteiro de tubulação precisa de sistemas de tração rapidamente reposicionáveis, enquanto o empreiteiro da unidade flutuante não deseja interrupções na linha de produção da embarcação.[017] In order to avoid taking up useful space for the onboard oil and gas installations, the traction systems are often suspended on cantilevers (balconies) on the side of the vessel, where the traction systems can slide on rails for rapid repositioning to different riser hang-off positions. The pipeline contractor needs quickly repositionable traction systems, while the floating unit contractor does not want interruptions to the vessel's production line.
[018] Um método conhecido de fixação de riser marítimo flexível usado para FPSO de amarração em torreta envolve as seguintes etapas:A) um cabo mensageiro é estendido através de cada tubo em I, com uma primeira extremidade saindo da abertura superior do tubo em I e uma segunda extremidade saindo da abertura inferior do tubo em I e se estendendo para fora da unidade flutuante (FPSO),B) a primeira extremidade do cabo mensageiro é conectada à cabeça de um cabo de tração,C) uma embarcação de construção, diferente da unidade flutuante (FPSO) entra no campo e segura a extremidade superior de um riser na torre de assentamento do riser, estando a extremidade superior do riser já equipada com uma cabeça de tração e um triplate,D) a segunda extremidade do cabo mensageiro é passada da unidade flutuante para a embarcação de construção,E) a cabeça de cabo de tração é movido da plataforma para a embarcação de construção,F) o cabo de tração é conectado a um cabo de abandono e o triplate no riser,G) o riser é rebaixado em direção à torre de lançamento da embarcação de construção e é feita uma passagem de carga do cabo de abandono para o cabo de tração,H) usando o cabo de tração, o riser é então levantado em direção à boca inferior do tubo em I,I) o cabo de abandono é removido do riser por mergulhadores,J) usando o cabo de tração, o riser é levantado de baixo para dentro da boca inferior do tubo em I,K) um reforço de dobra do riser é conectado a um conector inferior e pode ser separado da cabeça de tração. Os mergulhadores verificam as distâncias, a condição dos guias, a inserção do riser no tubo em I e, eventualmente, liberam os blocos do sistema de alavanca de travamento, que foram mantidos abertos, por exemplo, por balões inflados ou cabos de sustentação, e verificam o correto encaixe da alavanca de travamento,L) a cabeça de riser é então elevada e trazida acima do nível do convés de subestrutura,M) a cabeça de riser está encostada no convés por meio de uma barra de fixação, N) o sistema de tração é reposicionado para a próxima tração de riser.[018] A known method of flexible marine riser attachment used for turret-moored FPSOs involves the following steps: A) a messenger cable is run through each I-pipe, with a first end exiting the upper opening of the I-pipe and a second end exiting the lower opening of the I-pipe and extending out of the floating unit (FPSO), B) the first end of the messenger cable is connected to the head of a pull cable, C) a construction vessel, other than the floating unit (FPSO) enters the field and secures the upper end of a riser to the riser laying tower, the upper end of the riser being already equipped with a pull head and a triplet, D) the second end of the messenger cable is passed from the floating unit to the construction vessel, E) the pull cable head is moved from the platform to the construction vessel, F) the pull cable is connected to a drop cable and the triplet on the riser, G) the riser is lowered towards the construction vessel's launching tower and a cargo pass is made from the abandonment cable to the pull cable,H) using the pull cable, the riser is then lifted towards the lower mouth of the I-pipe,I) the abandonment cable is removed from the riser by divers,J) using the pull cable, the riser is lifted from below into the lower mouth of the I-pipe,K) a riser bending reinforcement is connected to a lower connector and can be separated from the pull head. The divers check the distances, the condition of the guides, the insertion of the riser into the I-pipe and, if necessary, release the blocks of the locking lever system, which were held open, for example, by inflated balloons or guy ropes, and check the correct engagement of the locking lever,L) the riser head is then raised and brought above the level of the substructure deck,M) the riser head is resting on the deck by means of a lashing bar,N) the pull system is repositioned for the next riser pull.
[019] O método descrito é aplicado de maneira análoga tanto à tração e fixação do riser em unidades FPSO semi-submersíveis e em unidades FPSO flutuantes com torreta rotativa.[019] The method described is applied in an analogous manner to both the traction and fixation of the riser in semi-submersible FPSO units and in floating FPSO units with rotating turret.
[020] Os sistemas e procedimentos de tração e fixação de riser do estado da técnica requerem uma quantidade indesejavelmente elevada de mergulhadores e operações submarinas dependentes de mergulhadores, tais como, por exemplo, limpeza interna da boca do tubo em I, assistência visual durante a inserção do riser na boca inferior do tubo em I, ativação do mecanismo conector de reforço de dobra (por exemplo, pela remoção dos balões flutuantes), atuação do mecanismo de suporte de riser, suporte temporário do reforço de dobra da porção de extremidade superior do riser, instalação e conexão hidráulica do soquete de conexão do tubo (a chamada bobina) entre a extremidade superior do riser e a planta de petróleo ou gás embarcada, reconfiguração do sistema de tração, controle de alinhamento entre o riser e o tubo em I antes e durante a inserção. Esses problemas (envolvimento maciço de mergulhadores) são comuns para todos os métodos do estado da técnica referidos a torreta e FPSO de amarração espalhada, risers flexíveis e rígidos.[020] Prior art riser pulling and securing systems and procedures require an undesirably high number of divers and diver-dependent subsea operations, such as, for example, internal cleaning of the I-pipe mouth, visual assistance during insertion of the riser into the lower mouth of the I-pipe, activation of the bend reinforcement connector mechanism (for example, by removing the buoyant balloons), actuation of the riser support mechanism, temporary support of the bend reinforcement of the upper end portion of the riser, installation and hydraulic connection of the pipe connection socket (so-called spool) between the upper end of the riser and the onboard oil or gas plant, reconfiguration of the pulling system, alignment control between the riser and the I-pipe before and during insertion. These problems (massive involvement of divers) are common to all prior art methods related to turret and spread-moored FPSO, flexible and rigid risers.
[021] Essas atividades submarinas realizadas por mergulhadores são sensíveis às condições climáticas e, como tais, perigosas e imprevisíveis e responsáveis por riscos de acidentes e atrasos de operação.[021] These underwater activities carried out by divers are sensitive to weather conditions and, as such, dangerous and unpredictable and responsible for risks of accidents and operational delays.
[022] Além disso, para resolver as direções e orientações contrastantes de aproximação e inserção da extremidade superior do riser no tubo em I, da direção de tração dos guinchos de tração na unidade flutuante FPSO, da orientação do tubo em I em relação a parede da embarcação da unidade flutuante e da orientação da unidade flutuante em relação à catenária do riser, e a fim de evitar arranhões abrasivos do cabo de tração e da porção de extremidade superior do riser contra o tubo em I, os sistemas e métodos anteriores requerem um número de calhas de desvio de cabo de tração, as quais precisam ser instaladas temporariamente na parede lateral da embarcação acima do tubo em I a uma certa distância vertical do mesmo, a fim de garantir que o cabo de tração se estenda livre e sem contato através do tubo em I sem nenhum contato por arranhões e que a cabeça de tração e a entrada do adaptador de acoplamento do riser entrem no tubo em I verdadeiramente alinhados centralmente e axialmente.[022] Furthermore, in order to resolve the contrasting directions and orientations of approach and insertion of the upper end of the riser into the I-pipe, the pulling direction of the pulling winches on the FPSO floating unit, the orientation of the I-pipe relative to the vessel wall of the floating unit, and the orientation of the floating unit relative to the riser catenary, and in order to avoid abrasive scratching of the pulling cable and the upper end portion of the riser against the I-pipe, the above systems and methods require a number of pulling cable diversion troughs, which need to be temporarily installed on the vessel side wall above the I-pipe at a certain vertical distance from it, in order to ensure that the pulling cable extends freely and without contact through the I-pipe without any scratching contact and that the pulling head and the entry of the riser coupling adapter enter the I-pipe truly centrally and axially aligned.
[023] A provisão e instalação e remoção destas calhas de desvio são dispendiosas e demoradas e o resultado do alinhamento é muitas vezes insatisfatório, essencialmente devido à distância entre a calha de desvio e o tubo em I e devido à distância ainda maior entre a calha de desvio e a extremidade superior do riser durante a fase de aproximação do riser e alinhamento com o tubo em I.[023] The provision and installation and removal of these bypass rails are costly and time-consuming and the alignment result is often unsatisfactory, primarily due to the distance between the bypass rail and the I-pipe and due to the even greater distance between the bypass rail and the upper end of the riser during the phase of approaching the riser and aligning with the I-pipe.
[024] O objetivo da presente invenção é, portanto, fornecer um sistema e método melhorados para conectar um duto de riser marítimo a uma unidade flutuante FPSO.[024] The object of the present invention is therefore to provide an improved system and method for connecting a marine riser pipeline to a floating FPSO unit.
[025] Um objetivo particular da presente invenção é fornecer um sistema e método para conectar um duto de riser marítimo a uma unidade flutuante FPSO, que tem um percurso de redirecionamento de cabo de tração modificado.[025] A particular object of the present invention is to provide a system and method for connecting a marine riser pipeline to a floating FPSO unit, which has a modified pull cable redirection path.
[026] Um objetivo particular adicional da presente invenção é fornecer um sistema e método para conectar um duto de riser marítimo a uma unidade flutuante FPSO, que melhora o alinhamento entre o cabo de tração, a extremidade superior do riser e o tubo em I durante a aproximação e inserção da extremidade do riser no tubo em I.[026] An additional particular object of the present invention is to provide a system and method for connecting a marine riser pipeline to a floating FPSO unit, which improves alignment between the pull cable, the riser top end and the I-pipe during approach and insertion of the riser end into the I-pipe.
[027] Um objetivo particular adicional da presente invenção é fornecer um sistema e método para conectar um duto de riser marítimo a uma unidade flutuante FPSO, que permite reduzir o número de polias de redirecionamento de cabo de tração adicionais entre os tubos em I e os guinchos de tração, e o custo e tempo de instalação para tais roldanas de redirecionamento.[027] An additional particular object of the present invention is to provide a system and method for connecting a marine riser pipeline to a floating FPSO unit, which allows to reduce the number of additional traction cable redirection sheaves between the I-pipes and the traction winches, and the cost and installation time for such redirection sheaves.
[028] Um objetivo particular adicional da presente invenção é fornecer um sistema e método para conectar um duto de riser marítimo a uma unidade flutuante FPSO, o que permite reduzir o número de operações de mergulhadores submarinos.[028] An additional particular object of the present invention is to provide a system and method for connecting a marine riser pipeline to a floating FPSO unit, which allows to reduce the number of subsea diver operations.
[029] Pelo menos alguns desses e outros objetivos são alcançados por um sistema e método para conectar um duto de riser marítimo a uma unidade flutuante FPSO, de acordo com a reivindicação 1 e com a reivindicação 30.[029] At least some of these and other objectives are achieved by a system and method for connecting a marine riser pipeline to a floating FPSO unit according to claim 1 and claim 30.
[030] As modalidades vantajosas e preferenciais, que alcançam alguns ou mais dos objetivos particulares listados, são o assunto das reivindicações dependentes.[030] Advantageous and preferred embodiments, which achieve some or more of the particular objectives listed, are the subject of the dependent claims.
[031] Um sistema para aproximar e conectar um duto de riser marítimo a uma unidade flutuante FPSO compreende:- um receptor de acoplamento tubular (tubo em I) instalado na unidade flutuante em um nível de acoplamento de riser e adaptado para receber um adaptador de acoplamento da referida extremidade superior do riser, do referido receptor de acoplamento tendo uma parede lateral anular se estendendo em torno de um eixo longitudinal receptor, uma abertura inferior voltada para baixo definida por uma borda de extremidade inferior (preferencialmente alargada para fora) da parede lateral, uma abertura superior voltada para cima definida por uma (preferencialmente alargada para fora) borda superior da parede lateral,- um dispositivo de tração instalado na unidade flutuante em um nível de dispositivo de tração acima do referido nível de acoplamento de riser e adaptado para tracionar uma linha de tração estendida através do receptor de acoplamento, em que a linha de tração se destina a ser acoplada a uma cabeça de tração em uma extremidade superior do duto de riser, de modo que a extremidade superior do duto de riser seja puxada para cima em direção ao dispositivo de tração e para o receptor de acoplamento,- um mecanismo de travamento fornecido no receptor de acoplamento para travar o adaptador de acoplamento do duto de riser contra a retirada por baixo do receptor de acoplamento,- um sistema de redirecionamento de linha de tração instalado na unidade flutuante e compreendendo pelo menos uma superfície de desvio curvada ao longo da qual a linha de tração é estendida e na qual uma direção de linha de tração inferior da linha de tração na abertura inferior do receptor de acoplamento é desviada para uma direção de linha de tração intermediária em uma região acima da abertura inferior do receptor de acoplamento.[031] A system for approaching and connecting a marine riser pipeline to a floating FPSO unit comprises:- a tubular coupling receiver (I-pipe) installed on the floating unit at a riser coupling level and adapted to receive a coupling adaptor from said upper end of the riser, said coupling receiver having an annular side wall extending about a receiver longitudinal axis, a downwardly facing lower opening defined by a (preferably outwardly flared) lower end edge of the side wall, an upwardly facing upper opening defined by a (preferably outwardly flared) upper edge of the side wall,- a pulling device installed on the floating unit at a pulling device level above said riser coupling level and adapted to pull a pulling line extended through the coupling receiver, wherein the pulling line is intended to be coupled to a pulling head at an upper end of the riser pipeline so that the upper end of the riser pipeline is pulled upwards towards the pulling device and into the coupling receiver,- a locking mechanism provided on the coupling receiver for locking the coupling adapter of the riser duct against withdrawal from below the coupling receiver, - a pull line redirection system installed on the floating unit and comprising at least one curved diversion surface along which the pull line is extended and in which a lower pull line direction of the pull line at the lower opening of the coupling receiver is diverted to an intermediate pull line direction in a region above the lower opening of the coupling receiver.
[032] De acordo com um aspecto da invenção, a referida superfície de desvio curvada é formada por um membro de desvio conectado diretamente ao referido receptor de acoplamento e a uma distância radial do eixo longitudinal receptor menor que a distância radial da parede lateral anular do eixo longitudinal receptor.[032] According to one aspect of the invention, said curved diverting surface is formed by a diverting member connected directly to said coupling receiver and at a radial distance from the receiving longitudinal axis less than the radial distance of the annular side wall from the receiving longitudinal axis.
[033] Esta configuração do sistema de redirecionamento da linha de tração aproxima o ponto de redirecionamento do receptor de acoplamento do tubo em I, melhorando assim o alinhamento da extremidade superior do riser com o receptor de acoplamento e facilitando e/ou reduzindo ou mesmo eliminando possíveis redirecionamentos necessários adicionais da linha de tração entre o receptor de acoplamento e o dispositivo de tração.[033] This configuration of the pull line rerouting system brings the rerouting point closer to the coupling receiver of the I-pipe, thereby improving the alignment of the upper end of the riser with the coupling receiver and facilitating and/or reducing or even eliminating possible additional required rerouting of the pull line between the coupling receiver and the pulling device.
[034] Por exemplo, em certas circunstâncias, o arranjo da superfície de redirecionamento diretamente no ou dentro do receptor de acoplamento evita a necessidade e o custo e tempo de instalação de roldanas de redirecionamento externas adicionais.[034] For example, in certain circumstances, arranging the redirection surface directly on or within the coupling receiver avoids the need for and cost and time of installing additional external redirection sheaves.
[035] O alinhamento melhorado da orientação e movimento da extremidade superior do riser em relação ao receptor de acoplamento também reduz as operações submarinas e intervenções corretivas realizadas pelos mergulhadores.[035] Improved alignment of the orientation and movement of the upper end of the riser relative to the coupling receiver also reduces subsea operations and corrective interventions performed by divers.
[036] De acordo com um aspecto adicional da invenção, pelo menos uma seção de extremidade inferior da linha de tração, adjacente à extremidade superior do duto de riser, é configurada como um alongamento de duto flexível e tubular resistente à tração, adaptado para transportar o produto petrolífero da extremidade superior do duto de riser para uma instalação de produção, armazenamento e transferência embarcada da unidade flutuante, de modo que, após travar o adaptador de acoplamento no receptor do acoplamento, não seja necessário separar a seção de extremidade inferior da linha de tração do duto de riser e substituí-la por um alongamento de duto rígido diferente (o chamado duto de bobina).[036] According to a further aspect of the invention, at least one lower end section of the driveline, adjacent to the upper end of the riser pipe, is configured as a flexible and tubular tensile-resistant pipeline extension, adapted to transport petroleum product from the upper end of the riser pipe to a floating unit on-board production, storage and transfer facility, so that after locking the coupling adapter into the coupling receiver, it is not necessary to separate the lower end section of the driveline from the riser pipe and replace it with a different rigid pipeline extension (so-called coil pipe).
[037] Isso elimina uma quantidade considerável de operações demoradas, particularmente operações submarinas realizadas por mergulhadores e intervenções que exigem mão de obra altamente experiente.[037] This eliminates a considerable amount of time-consuming operations, particularly underwater operations performed by divers and interventions requiring highly experienced labor.
[038] Estas e outras características e vantagens da presente invenção serão evidenciadas a partir dos desenhos anexos que ilustram as modalidades da invenção e, juntamente com a descrição geral da invenção dada acima e a descrição detalhada das modalidades dadas abaixo, servem para explicar os princípios da presente invenção.[038] These and other features and advantages of the present invention will be evident from the accompanying drawings which illustrate embodiments of the invention and, together with the general description of the invention given above and the detailed description of the embodiments given below, serve to explain the principles of the present invention.
[039] A Fig. 1 ilustra uma unidade flutuante FPSO de amarração espalhada com sacada de riser submersa e vários dutos de riser conectados,[039] Fig. 1 illustrates a floating spread moored FPSO unit with submerged riser balcony and multiple connected riser pipelines,
[040] A Fig. 2 ilustra a instalação de uma roldana de redirecionamento de linha de tração temporária em uma parede lateral da unidade flutuante,[040] Fig. 2 illustrates the installation of a temporary traction line redirection sheave on a side wall of the floating unit,
[041] A Fig. 3 ilustra uma fase preparatória, envolvendo operações de mergulhador, de um cabo mensageiro e cabo de tração para uma conexão do cabo de tração a um riser,[041] Fig. 3 illustrates a preparatory phase, involving diver operations, of a messenger cable and pull cable for a pull cable connection to a riser,
[042] As Fig. 4 A até F ilustram as operações e sistemas do estado da técnica, que requerem operações intensivas de mergulhador, para travar uma extremidade superior de riser em um receptor de acoplamento de tubo em I, sendo esses sistemas descritos, por exemplo, no documento WO2017034409A1.[042] Figs. 4 A through F illustrate prior art operations and systems, which require intensive diver operations, to lock a riser top end into an I-pipe coupling receiver, such systems being described, for example, in WO2017034409A1.
[043] A Fig. 5 mostra uma fase de método e sistema para aproximar e conectar um duto de riser marítimo a uma unidade flutuante FPSO de acordo com uma modalidade da invenção,[043] Fig. 5 shows a method and system phase for approaching and connecting a marine riser pipeline to a floating FPSO unit according to an embodiment of the invention,
[044] A Fig. 6 mostra um detalhe de um receptor de acoplamento do sistema na figura 5,[044] Fig. 6 shows a detail of a coupling receiver of the system in figure 5,
[045] A Fig. 7 mostra um detalhe do sistema na figura 5 em uma fase de método subsequente de acordo com uma modalidade da invenção,[045] Fig. 7 shows a detail of the system in figure 5 in a subsequent method phase according to an embodiment of the invention,
[046] As Figs. 8 e 9 mostram as fases do método e um sistema para aproximar e conectar um duto de riser marítimo para uma unidade flutuante FPSO de acordo com uma modalidade adicional da invenção,[046] Figs. 8 and 9 show the phases of the method and a system for approaching and connecting a marine riser pipeline to a floating FPSO unit according to a further embodiment of the invention,
[047] As Figs. 10, 11, 12 mostram detalhes do sistema nas figuras 8 e 9 em fases subsequentes do método de acordo com uma modalidade da invenção,[047] Figs. 10, 11, 12 show details of the system in figures 8 and 9 in subsequent stages of the method according to an embodiment of the invention,
[048] As Figs. 13 até 16 mostram as fases do método e um sistema para aproximar e conectar um duto de riser marítimo para uma unidade flutuante FPSO de acordo com uma modalidade adicional da invenção,[048] Figs. 13 to 16 show the phases of the method and a system for approaching and connecting a marine riser pipeline to a floating FPSO unit according to a further embodiment of the invention,
[049] As Figs. 17, 18, 19 mostram detalhes do sistema nas figuras 13 até 16 em fases subsequentes do método de acordo com uma modalidade da invenção,[049] Figs. 17, 18, 19 show details of the system in figures 13 to 16 in subsequent stages of the method according to an embodiment of the invention,
[050] A Fig. 20 mostra um detalhe ampliado de um receptor de acoplamento montado na unidade flutuante e um adaptador de acoplamento correspondente com junta flexível associada montada em uma extremidade superior do duto de riser, em que o adaptador de acoplamento é recebido no receptor de acoplamento, de acordo com uma modalidade,[050] Fig. 20 shows an enlarged detail of a coupling receiver mounted on the floating unit and a corresponding coupling adapter with associated flexible joint mounted on an upper end of the riser duct, wherein the coupling adapter is received in the coupling receiver, according to one embodiment,
[051] As Figs. 21 mostram uma fase do método e um sistema para aproximar e conectar um duto de riser marítimo para uma unidade flutuante FPSO de acordo com ainda uma modalidade adicional da invenção,[051] Figs. 21 show a phase of the method and a system for approaching and connecting a marine riser pipeline to a floating FPSO unit in accordance with yet a further embodiment of the invention,
[052] As Figs. 22, 23, 24 mostram detalhes do sistema na figura 21 em fases subsequentes do método de acordo com uma modalidade da invenção,[052] Figs. 22, 23, 24 show details of the system in figure 21 in subsequent phases of the method according to an embodiment of the invention,
[053] A Fig. 25 mostra um detalhe de um receptor de acoplamento de acordo com uma modalidade,[053] Fig. 25 shows a detail of a coupling receiver according to an embodiment,
[054] A Fig. 26 mostra um adaptador de acoplamento com junta flexível associada montada em uma extremidade superior do duto de riser, em que o adaptador de acoplamento é recebido no receptor de acoplamento da figura 25, de acordo com uma modalidade,[054] Fig. 26 shows a coupling adapter with associated flexible joint mounted on an upper end of the riser duct, wherein the coupling adapter is received in the coupling receiver of Fig. 25, according to one embodiment,
[055] A Fig. 27 mostra um detalhe de um receptor de acoplamento de acordo com uma modalidade adicional,[055] Fig. 27 shows a detail of a coupling receiver according to a further embodiment,
[056] A Fig. 28 mostra um adaptador de acoplamento com junta flexível associada montada em uma extremidade superior do duto de riser, em que o adaptador de acoplamento é recebido no receptor de acoplamento da figura 27, de acordo com uma modalidade.[056] Fig. 28 shows a coupling adapter with associated flexible joint mounted on an upper end of the riser duct, wherein the coupling adapter is received in the coupling receiver of Fig. 27, according to one embodiment.
[057] Com referência às figuras, um sistema 1 para aproximar e conectar um duto de riser marítimo 2 em uma unidade flutuante FPSO 3 compreende um receptor de acoplamento tubular 4 (tubo em I) instalado na unidade flutuante 3 em um nível de acoplamento de riser 5 e adaptado para receber um adaptador de acoplamento 6 de uma extremidade superior 7 do referido duto de riser 2, o referido receptor de acoplamento 4 tendo uma parede lateral anular 8 se estendendo em torno de um eixo longitudinal receptor 9, uma abertura inferior voltada para baixo 10 definida por uma borda de extremidade inferior (preferencialmente alargada para fora) 11 da parede lateral 8, uma abertura superior voltada para cima 12 definida por uma borda de extremidade superior (preferencialmente alargada para fora) 13 da parede lateral 8.[057] Referring to the figures, a system 1 for approaching and connecting a marine riser pipeline 2 to a floating FPSO unit 3 comprises a tubular coupling receiver 4 (I-pipe) installed on the floating unit 3 at a riser coupling level 5 and adapted to receive a coupling adapter 6 from an upper end 7 of said riser pipeline 2, said coupling receiver 4 having an annular side wall 8 extending about a receiver longitudinal axis 9, a downwardly facing lower opening 10 defined by a lower (preferably outwardly flared) end edge 11 of the side wall 8, an upwardly facing upper opening 12 defined by an upper (preferably outwardly flared) end edge 13 of the side wall 8.
[058] O sistema 1 compreende ainda um dispositivo de tração 14 instalado na unidade flutuante 3 em um nível de dispositivo de tração 15 acima do referido nível de acoplamento de riser 5 e adaptado para tracionar uma linha de tração 16 se estendendo através do receptor de acoplamento 4, em que a linha de tração 16 se destina a ser acoplada a uma cabeça de tração 17 na extremidade superior 7 do duto de riser 2, de modo que a extremidade superior 7 do duto de riser 2 seja puxada de baixo para cima para o receptor de acoplamento 4.[058] The system 1 further comprises a pulling device 14 installed on the floating unit 3 at a pulling device level 15 above said riser coupling level 5 and adapted to pull a pulling line 16 extending through the coupling receiver 4, wherein the pulling line 16 is intended to be coupled to a pulling head 17 at the upper end 7 of the riser duct 2, so that the upper end 7 of the riser duct 2 is pulled from below upwards into the coupling receiver 4.
[059] O sistema 1 compreende ainda um mecanismo de travamento 18 fornecido no receptor de acoplamento 4 para travar o adaptador de acoplamento 6 da extremidade superior 7 do duto de riser 2 contra a retirada por baixo do receptor de acoplamento 4.[059] The system 1 further comprises a locking mechanism 18 provided on the coupling receiver 4 for locking the coupling adapter 6 of the upper end 7 of the riser duct 2 against withdrawal from below the coupling receiver 4.
[060] De acordo com uma modalidade, a qual pode ser referida como um “método de linha de tração híbrida” (tubo flexível + cabo de aço), o sistema 1 compreende ainda um sistema de redirecionamento 19 de linha de tração instalado na unidade flutuante 3 e compreendendo pelo menos uma superfície de desvio curvada 20 (figura 5) ao longo da qual a linha de tração 16 é estendida e na qual uma direção de tração inferior 21 da linha de tração 16 na abertura inferior 10 do receptor de acoplamento 4 é desviada para uma direção de tração intermediária da linha de tração 16 em uma região acima da abertura inferior 10 do receptor de acoplamento 4.[060] According to one embodiment, which may be referred to as a “hybrid traction line method” (flexible pipe + steel cable), the system 1 further comprises a traction line redirection system 19 installed on the floating unit 3 and comprising at least one curved diversion surface 20 (figure 5) along which the traction line 16 is extended and in which a lower traction direction 21 of the traction line 16 in the lower opening 10 of the coupling receiver 4 is diverted to an intermediate traction direction of the traction line 16 in a region above the lower opening 10 of the coupling receiver 4.
[061] De acordo com um aspecto da invenção, a superfície de desvio curvada 20 é formada por um membro de desvio 23 conectado diretamente ao referido receptor de acoplamento 4 e disposta a uma distância radial do eixo longitudinal receptor 9 menor que a distância radial da parede lateral anular 8 do eixo longitudinal receptor 9.[061] According to one aspect of the invention, the curved diverting surface 20 is formed by a diverting member 23 connected directly to said coupling receiver 4 and arranged at a radial distance from the receiving longitudinal axis 9 that is less than the radial distance of the annular side wall 8 from the receiving longitudinal axis 9.
[062] Esta configuração do sistema de redirecionamento de linha de tração 19 coloca o ponto de redirecionamento próximo ou dentro do receptor de acoplamento 4, melhorando assim o alinhamento da extremidade superior 7 do duto de riser 2 com o receptor de acoplamento 4 e facilitando e/ou reduzindo ou mesmo eliminando possível redirecionamento adicional necessário da linha de tração 16 entre o receptor de acoplamento 4 e o dispositivo de tração 14.[062] This configuration of the pullline rerouting system 19 places the rerouting point near or within the coupling receiver 4, thereby improving the alignment of the upper end 7 of the riser duct 2 with the coupling receiver 4 and facilitating and/or reducing or even eliminating possible additional required rerouting of the pullline 16 between the coupling receiver 4 and the pulling device 14.
[063] Por exemplo, em certas circunstâncias, o arranjo da superfície de desvio 20 diretamente no ou dentro do receptor de acoplamento 4 elimina a necessidade e o custo e tempo de instalação de roldanas de redirecionamento externas adicionais.[063] For example, in certain circumstances, arranging the deflection surface 20 directly on or within the coupling receiver 4 eliminates the need for and the cost and time of installing additional external redirection pulleys.
[064] O alinhamento melhorado da orientação e movimento da extremidade superior 7 do duto de riser 2 em relação ao eixo longitudinal 9 de receptor de acoplamento 4 também reduz o número e a complexidade de operações submarinas e intervenções corretivas realizadas pelos mergulhadores.Descrição detalhada do receptor de acoplamento 4[064] The improved alignment of the orientation and movement of the upper end 7 of the riser duct 2 relative to the longitudinal axis 9 of the coupling receiver 4 also reduces the number and complexity of subsea operations and corrective interventions performed by divers. Detailed description of the coupling receiver 4
[065] De acordo com as modalidades (figuras 6, 17, 26), a parede lateral anular 8 do receptor de acoplamento 4 é substancialmente coaxial com o eixo longitudinal 9 e pode ter uma porção de parede intermediária 24 se estendendo entre uma porção de extremidade superior 25 e uma porção de extremidade inferior 26, na qual a porção de parede intermediária 24 pode ter, por exemplo, um formato cilíndrico circular ou um formato de um cilindro tendo uma base poligonal. A porção de parede intermédia 24 pode ter uma seção transversal substancialmente constante ou pode ser afunilada, preferencialmente em uma direção para cima, por exemplo por meio de um formato de cone truncado ou um formato de pirâmide truncada.[065] According to embodiments (figures 6, 17, 26), the annular side wall 8 of the coupling receiver 4 is substantially coaxial with the longitudinal axis 9 and may have an intermediate wall portion 24 extending between an upper end portion 25 and a lower end portion 26, in which the intermediate wall portion 24 may have, for example, a circular cylindrical shape or a shape of a cylinder having a polygonal base. The intermediate wall portion 24 may have a substantially constant cross section or may be tapered, preferably in an upward direction, for example by means of a truncated cone shape or a truncated pyramid shape.
[066] As geometrias descritas são convenientes, não cada uma igualmente em uma condição de instalação específica, mas individualmente em relação a certos aspectos de fabricação, instalação e equipagem com o mecanismo de travamento 18. Por exemplo, o formato cilíndrico circular é convenientemente fabricado, o formato de cone truncado facilita o acesso ao interior do receptor de acoplamento 4 durante a montagem do mecanismo de travamento 18, enquanto uma seção transversal poligonal pode facilitar o alinhamento do receptor de acoplamento 4 em relação à unidade flutuante 3 e fornecem uma inserção geométrica ou referência de posicionamento para o adaptador de acoplamento 6.[066] The geometries described are convenient, not each equally in a specific installation condition, but individually with respect to certain aspects of manufacturing, installing and equipping with the locking mechanism 18. For example, the circular cylindrical shape is conveniently manufactured, the truncated cone shape facilitates access to the interior of the coupling receiver 4 during assembly of the locking mechanism 18, while a polygonal cross-section can facilitate alignment of the coupling receiver 4 relative to the floating unit 3 and provide a geometric insertion or positioning reference for the coupling adapter 6.
[067] A porção de extremidade inferior 26 é vantajosamente alargada para fora, por exemplo por um formato de cone truncado ou por um formato de pirâmide truncada. Isso fornece uma folga adicional e melhor visibilidade no momento da extremidade superior 7 do duto de riser 2 entrando na abertura inferior 10.[067] The lower end portion 26 is advantageously widened outwards, for example by a truncated cone shape or by a truncated pyramid shape. This provides additional clearance and better visibility at the time of the upper end 7 of the riser duct 2 entering the lower opening 10.
[068] A porção de extremidade superior 25 é vantajosamente alargada para fora, por exemplo por um formato de cone truncado ou por um formato de pirâmide truncada. Isto fornece uma folga adicional e facilita a descida da linha de tração 16 ou de um cabo mensageiro de cima para a abertura superior 12 do receptor de acoplamento 4, mesmo com movimentos induzidos pelo vento ou pelas ondas, movimentos relativos transversais entre eles.[068] The upper end portion 25 is advantageously widened outwards, for example by a truncated cone shape or a truncated pyramid shape. This provides additional clearance and facilitates the lowering of the towing line 16 or a messenger cable from above into the upper opening 12 of the coupling receiver 4, even with wind- or wave-induced movements, relative transverse movements between them.
[069] Vantajosamente, de um ponto de vista de fabricação e instalação, a parede lateral anular 8 tem um formato geral que é axialmente simétrico em relação ao eixo longitudinal 9 e tem simetria espelhada em relação a um plano médio ortogonal ao eixo longitudinal 9.[069] Advantageously, from a manufacturing and installation point of view, the annular side wall 8 has an overall shape that is axially symmetrical with respect to the longitudinal axis 9 and has mirror symmetry with respect to a midplane orthogonal to the longitudinal axis 9.
[070] O receptor de acoplamento 4 pode ser fixado a uma parede lateral da embarcação 27 da unidade flutuante 3 com um ângulo de inclinação 29 do eixo longitudinal 9 em relação a uma direção vertical da embarcação 28 menor que 90°, preferencialmente menor que 60°, ainda mais preferencialmente, menor que 45°, vantajosamente na faixa de 25° a 0° (isto é, paralela à direção vertical da embarcação 28).[070] The coupling receiver 4 can be fixed to a side wall of the vessel 27 of the floating unit 3 with an inclination angle 29 of the longitudinal axis 9 with respect to a vertical direction of the vessel 28 of less than 90°, preferably less than 60°, even more preferably less than 45°, advantageously in the range of 25° to 0° (i.e. parallel to the vertical direction of the vessel 28).
[071] O receptor de acoplamento 4 pode ser inclinado com a porção de extremidade inferior 26 em direção à parede lateral da embarcação 27 ou para longe da parede lateral da embarcação 27.[071] The docking receiver 4 may be tilted with the lower end portion 26 toward the vessel sidewall 27 or away from the vessel sidewall 27.
[072] A parede lateral da embarcação 27 pode ser uma parede estacionária da unidade flutuante 3 ou, alternativamente, uma parede lateral de uma torre rotativa (ou torreta) da unidade flutuante 3.[072] The side wall of the vessel 27 may be a stationary wall of the floating unit 3 or, alternatively, a side wall of a rotating tower (or turret) of the floating unit 3.
[073] O receptor de acoplamento 4 é preferencialmente feito em aço e possivelmente conectado por solda à unidade flutuante 3.[073] The coupling receiver 4 is preferably made of steel and possibly connected by welding to the floating unit 3.
[074] De acordo com as modalidades (figuras 6, 17, 26), o membro de desvio 23 está disposto pelo menos parcialmente, possivelmente completamente, dentro do receptor de acoplamento 4. Preferencialmente, o membro de desvio 23 se estende em um terço superior ou quarto superior ou sexto superior de uma extensão longitudinal do receptor de acoplamento 4. Isso está convenientemente próximo à borda de extremidade superior 13 que constitui um ponto crítico em torno do qual a linha de tração 16 deve ser estendida sem contato por arranhão e convenientemente distante de uma porção central e inferior do receptor de acoplamento 4 onde é conveniente disposto o mecanismo de travamento 18, como será descrito mais abaixo.[074] According to embodiments (figures 6, 17, 26), the bias member 23 is disposed at least partially, possibly completely, within the coupling receiver 4. Preferably, the bias member 23 extends in an upper third or upper quarter or upper sixth of a longitudinal extension of the coupling receiver 4. This is conveniently close to the upper end edge 13 which constitutes a critical point around which the pull line 16 should be extended without scratch contact and conveniently distant from a central and lower portion of the coupling receiver 4 where the locking mechanism 18 is conveniently disposed, as will be described further below.
[075] De acordo com uma modalidade, o membro de desvio 23 compreende uma parede de desvio curvada estática 30, preferencialmente uma parede de anel ou parede tubular, com uma seção de entrada inferior 31 alargada para fora e uma seção de saída superior 32 alargada para fora oposta.[075] According to one embodiment, the diversion member 23 comprises a static curved diversion wall 30, preferably a ring wall or tubular wall, with an outwardly flared lower inlet section 31 and an opposite outwardly flared upper outlet section 32.
[076] A parede de desvio estacionária 30 tem uma curvatura contínua, preferencialmente sem etapas e sem bordas, em uma direção circunferencial do receptor de acoplamento 4 e em uma direção longitudinal do receptor de acoplamento 4 em relação ao eixo longitudinal 9, com uma possível exceção de uma única borda de ângulo obtuso circunferencial em uma região de transição entre a seção de entrada inferior 31 e a seção de saída superior 32. A superfície de desvio 20 é formada em um lado radialmente interno da parede de desvio estacionária 30.[076] The stationary diverter wall 30 has a continuous curvature, preferably without steps and without edges, in a circumferential direction of the coupling receiver 4 and in a longitudinal direction of the coupling receiver 4 relative to the longitudinal axis 9, with a possible exception of a single circumferential obtuse-angled edge in a transition region between the lower inlet section 31 and the upper outlet section 32. The diverter surface 20 is formed on a radially inner side of the stationary diverter wall 30.
[077] A superfície de desvio 20 pode, por isso, ter uma curvatura côncava contínua em uma direção circunferencial do receptor de acoplamento 4 e uma curvatura convexa contínua em uma direção longitudinal do receptor de acoplamento 4.[077] The deflection surface 20 may therefore have a continuous concave curvature in a circumferential direction of the coupling receiver 4 and a continuous convex curvature in a longitudinal direction of the coupling receiver 4.
[078] Em uma modalidade preferencial, principalmente de um ponto de vista da posição de instalação e fabricação, a parede de desvio 30 e/ou a superfície de desvio 20 é coaxial em relação à parede lateral anular 8. Ainda mais preferencialmente, a parede de desvio 30 e/ou a superfície de desvio 20 é axialmente simétrica em relação ao eixo longitudinal 9.[078] In a preferred embodiment, particularly from an installation and manufacturing position point of view, the diversion wall 30 and/or the diversion surface 20 is coaxial with respect to the annular side wall 8. Even more preferably, the diversion wall 30 and/or the diversion surface 20 is axially symmetric with respect to the longitudinal axis 9.
[079] A parede de desvio 30 pode ser mais convenientemente fixada no ou dentro do receptor de acoplamento 4 por meio de uma ou mais paredes de fixação 33 se estendendo a partir de uma superfície interna da parede lateral anular 8 para uma superfície externa da parede de desvio 30.[079] The bypass wall 30 may be most conveniently attached to or within the coupling receiver 4 by means of one or more attachment walls 33 extending from an inner surface of the annular side wall 8 to an outer surface of the bypass wall 30.
[080] Na modalidade preferencial ilustrada nas figuras (por exemplo, figura 26), há apenas uma única parede de fixação plana 33 se estendendo em um plano ortogonal ao eixo longitudinal 9, preferencialmente em uma região de transição entre a porção de parede intermediária 24 e a porção de extremidade superior 25, mas ainda mais preferencialmente estando dentro de uma extensão longitudinal da porção de parede intermediária 24.[080] In the preferred embodiment illustrated in the figures (e.g., figure 26), there is only a single flat fixing wall 33 extending in a plane orthogonal to the longitudinal axis 9, preferably in a transition region between the intermediate wall portion 24 and the upper end portion 25, but even more preferably being within a longitudinal extension of the intermediate wall portion 24.
[081] De acordo com modalidades alternativas, o membro de desvio 23 pode compreender uma ou mais polias rotativas ou membros de rolete suportados pela parede lateral anular 8, preferencialmente nas posições de desvio descritas acima.[081] According to alternative embodiments, the bypass member 23 may comprise one or more rotating pulleys or roller members supported by the annular sidewall 8, preferably in the bypass positions described above.
[082] O membro de desvio 23 é preferencialmente feito em aço e possivelmente conectado por solda ao receptor de acoplamento 4.[082] The bypass member 23 is preferably made of steel and possibly connected by welding to the coupling receiver 4.
[083] De acordo com modalidades (figs. 5, 8, 9, 11), o sistema de redirecionamento 19 pode compreender uma ou mais calhas de desvio 34 adicionais (também chamadas de roldanas de desvio), conectadas ou conectáveis de forma temporária e reversível, na parede lateral da embarcação 27 acima do receptor de acoplamento 4 e a uma distância vertical do receptor de acoplamento 4, mas abaixo do dispositivo de tração 14. Essas calhas de desvio adicionais 34 são adaptadas para redirecionar adicionalmente a linha de tração 16 em um ou mais pontos de redirecionamento adicionais acima do membro de desvio 23 e abaixo do dispositivo de tração 14.[083] According to embodiments (figs. 5, 8, 9, 11), the redirection system 19 may comprise one or more additional diverter chutes 34 (also called diverter sheaves), temporarily and reversibly connected or connectable, to the vessel sidewall 27 above the coupling receiver 4 and at a vertical distance from the coupling receiver 4 but below the traction device 14. These additional diverter chutes 34 are adapted to further redirect the pull line 16 at one or more additional redirection points above the diverter member 23 and below the traction device 14.
[084] A roldana de desvio adicional 34 pode compreender uma armação de suporte 35 e uma ou mais superfícies de desvio auxiliares curvas 36 ou polias de desvio rotativas (não mostradas nas figuras) suportadas pela armação de suporte 35 e ao longo da qual a linha de tração 16 é estendida.[084] The additional diverting sheave 34 may comprise a support frame 35 and one or more curved auxiliary diverting surfaces 36 or rotating diverting pulleys (not shown in the figures) supported by the support frame 35 and along which the traction line 16 is extended.
[085] O dispositivo de tração 14 pode compreender um ou mais guinchos de tração acionados por motor 37 adaptados para enrolar e desenrolar uma porção superior da linha de tração 16, bem como possivelmente uma ou mais superfícies de desvio, por exemplo polias, e dispositivos de travamento 38 adaptados para parar e fixar o dispositivo de tração 14 e, portanto, a linha de tração 16 em uma posição desejada.[085] The traction device 14 may comprise one or more motor-driven traction winches 37 adapted to wind and unwind an upper portion of the traction line 16, as well as possibly one or more diverting surfaces, for example pulleys, and locking devices 38 adapted to stop and secure the traction device 14 and thus the traction line 16 in a desired position.
[086] De acordo com modalidades, o dispositivo de tração 14 ou o guincho de tração 37 é deslocável, por exemplo deslizável, para uma pluralidade de diferentes posições de tração acima de uma pluralidade de diferentes dos referidos receptores de acoplamento 4.[086] According to embodiments, the traction device 14 or the traction winch 37 is displaceable, e.g. slidable, to a plurality of different traction positions above a plurality of different said coupling receivers 4.
[087] De acordo com modalidades (figuras 25 até 28), o mecanismo de travamento 18 é disposto pelo menos parcialmente, possivelmente completamente, dentro do receptor de acoplamento 4. Preferencialmente, o mecanismo de travamento 18 se estende em dois terços inferiores ou em uma metade inferior ou em um terço inferior da extensão longitudinal do receptor de acoplamento 4. Isso está convenientemente próximo à borda de extremidade inferior 13 que constitui um ponto crítico que não deve ser atingido pelo duto de riser 2 ou pela junta flexível da extremidade superior 7 do duto de riser 2 durante os movimentos de flexão da extremidade superior 7 do duto de riser 2. Além disso, a posição proposta do mecanismo de travamento 18 está convenientemente longe do membro de desvio 23 no alongamento superior do receptor de acoplamento 4.[087] According to embodiments (figures 25 to 28), the locking mechanism 18 is arranged at least partially, possibly completely, within the coupling receiver 4. Preferably, the locking mechanism 18 extends in the lower two-thirds or in a lower half or in a lower third of the longitudinal extension of the coupling receiver 4. This is conveniently close to the lower end edge 13 which constitutes a critical point which must not be hit by the riser duct 2 or by the flexible joint of the upper end 7 of the riser duct 2 during bending movements of the upper end 7 of the riser duct 2. Furthermore, the proposed position of the locking mechanism 18 is conveniently away from the deviation member 23 in the upper extension of the coupling receiver 4.
[088] De acordo com uma modalidade, o mecanismo de travamento 18 compreende uma ou mais porções de trava 39 que se projetam para dentro a partir de uma superfície interna da parede lateral anular 8 e são adaptadas para cooperar com porções de gancho 40 correspondentes formadas em uma superfície externa do adaptador de acoplamento 6 de modo a produzir um formato de acoplamento entre as porções de trava 39 e as porções de gancho 40.[088] According to one embodiment, the locking mechanism 18 comprises one or more latch portions 39 that project inwardly from an inner surface of the annular sidewall 8 and are adapted to cooperate with corresponding hook portions 40 formed on an outer surface of the coupling adapter 6 so as to produce a coupling shape between the latch portions 39 and the hook portions 40.
[089] O mecanismo de travamento 18 pode, por exemplo, definir um percurso de labirinto do adaptador de acoplamento 6 no receptor de acoplamento 4 com: - um movimento de translação inicial do adaptador de acoplamento 6 em uma primeira posição de inserção angular que permite que o adaptador de acoplamento 6 penetre no receptor de acoplamento 4,- um movimento de rotação-translação subsequente do adaptador de acoplamento 6 para uma segunda posição de travamento angular em relação ao receptor de acoplamento 4, em que a segunda posição de travamento angular é desviada em relação à primeira posição de inserção angular,e em que na referida segunda posição de travamento angular o adaptador de acoplamento 6 é impedido de ser retirado do receptor de acoplamento 4.[089] The locking mechanism 18 may, for example, define a labyrinth path of the coupling adapter 6 in the coupling receiver 4 with: - an initial translational movement of the coupling adapter 6 in a first angular insertion position allowing the coupling adapter 6 to penetrate the coupling receiver 4, - a subsequent rotational-translational movement of the coupling adapter 6 to a second angular locking position relative to the coupling receiver 4, wherein the second angular locking position is offset relative to the first angular insertion position, and wherein in said second angular locking position the coupling adapter 6 is prevented from being withdrawn from the coupling receiver 4.
[090] Um mecanismo de travamento semelhante é conhecido, por exemplo, a partir do documento US7373986 e comercialmente disponível sob o nome comercial “RotolatchTM”.[090] A similar locking mechanism is known, for example, from document US7373986 and commercially available under the trade name “RotolatchTM”.
[091] De acordo uma modalidade adicional o mecanismo de travamento 18 inclui uma primeira saliência de travamento 41 em formato de arco disposta no lado interno do receptor de acoplamento 4 e adaptada para engatar, por movimento relativo e acoplamento de formato, uma segunda saliência de travamento em formato de arco 42 disposta em um lado externo do adaptador de acoplamento 6.[091] According to a further embodiment the locking mechanism 18 includes a first arc-shaped locking projection 41 disposed on the inner side of the coupling receiver 4 and adapted to engage, by relative movement and shape coupling, a second arc-shaped locking projection 42 disposed on an outer side of the coupling adapter 6.
[092] Vantajosamente, o mecanismo de travamento é autoativado mediante a inserção do adaptador de acoplamento 6 no receptor de acoplamento 4 ou pode ser ativado por controle remoto.[092] Advantageously, the locking mechanism is self-activated by inserting the coupling adapter 6 into the coupling receiver 4 or can be activated by remote control.
[093] De acordo com um aspecto adicional da invenção (figuras 8 a 12), pelo menos uma seção de extremidade inferior 43 da linha de tração 16, adjacente à extremidade superior 7 do duto de riser 2, é configurada como um duto flexível 44 e tubular resistente à tração, adaptado para transportar o produto petrolífero da extremidade superior 7 do duto de riser 2 para uma instalação de produção, armazenamento e transferência 45 embarcada da unidade flutuante 3, de modo que, após travar o adaptador de acoplamento 6 no receptor do acoplamento 4, não seja necessário separar a seção de extremidade inferior 43 da linha de tração 16 a partir do duto de riser 2 e substituí-la por uma canalização rígida diferente 46 (o chamado duto de bobina).[093] According to a further aspect of the invention (figures 8 to 12), at least one lower end section 43 of the drive line 16, adjacent to the upper end 7 of the riser duct 2, is configured as a flexible and tensile-resistant tubular duct 44, adapted to transport the petroleum product from the upper end 7 of the riser duct 2 to a production, storage and transfer facility 45 onboard the floating unit 3, so that, after locking the coupling adapter 6 into the coupling receiver 4, it is not necessary to separate the lower end section 43 of the drive line 16 from the riser duct 2 and replace it with a different rigid pipeline 46 (so-called coil pipeline).
[094] Isso elimina uma quantidade considerável de operações demoradas, particularmente operações submarinas realizadas por mergulhadores e intervenções que exigem mão de obra altamente experiente.[094] This eliminates a considerable amount of time-consuming operations, particularly underwater operations performed by divers and interventions requiring highly experienced labor.
[095] De acordo com uma modalidade, o duto flexível 44 pode compreender, por exemplo, um tubo flexível não unido, um tubo flexível unido ou um TCP (Tubo Composto Termoplástico).[095] According to one embodiment, the flexible duct 44 may comprise, for example, an unjointed flexible pipe, a joined flexible pipe, or a TCP (Thermoplastic Composite Pipe).
[096] O duto flexível 44 pode ser diretamente anexado a um flange de extremidade de topo da junta flexível 48 da extremidade superior 7 do duto de riser 2. O duto flexível 44 comunica fluidicamente a terminação superior do riser com o convés seco da unidade flutuante FPSO 3, permitindo assim que todas as operações preparatórias e complementares sejam realizadas sem a utilização de mergulhadores.[096] The flexible pipe 44 can be directly attached to a top end flange of the flexible joint 48 of the upper end 7 of the riser pipe 2. The flexible pipe 44 fluidly communicates the upper termination of the riser with the dry deck of the floating FPSO unit 3, thus allowing all preparatory and complementary operations to be carried out without the use of divers.
[097] Vantajosamente, a fim de obter uma fixação permanente da conexão de conduíte assim obtida, uma roldana de desvio 34 adicional é posicionada na parede lateral da embarcação 27 em uma região acima do receptor de acoplamento 4 e abaixo do convés seco da unidade flutuante FPSO 3, e a linha de tração 16 com a seção de duto flexível 44 é estendida através da referida roldana de desvio 34 adicional (figuras 8, 9).[097] Advantageously, in order to obtain a permanent fixation of the conduit connection thus obtained, an additional diverter pulley 34 is positioned on the side wall of the vessel 27 in a region above the coupling receiver 4 and below the dry deck of the floating FPSO unit 3, and the traction line 16 with the flexible pipe section 44 is extended through said additional diverter pulley 34 (figures 8, 9).
[098] De acordo com uma modalidade, o duto de riser 2 pode ser um duto de riser rígido com uma extremidade superior 7 que inclui uma cabeça de tração 17 para a conexão da linha de tração 18 ou de um cabo de tração genérico, o adaptador de acoplamento 6 e uma (conhecida per se) junta flexível 48 (figuras 23, 24, 25) que acomoda movimentos de flexão relativos entre (o adaptador de acoplamento 6 fixado ao receptor de acoplamento 4 em) a unidade flutuante 3 e o riser 2.[098] According to one embodiment, the riser duct 2 may be a rigid riser duct with an upper end 7 including a pulling head 17 for the connection of the pulling line 18 or of a generic pulling cable, the coupling adapter 6 and a (known per se) flexible joint 48 (figures 23, 24, 25) accommodating relative bending movements between (the coupling adapter 6 fixed to the coupling receiver 4 in) the floating unit 3 and the riser 2.
[099] Com referência às figuras, um método para aproximar e conectar um duto de riser marítimo 2 a uma unidade flutuante FPSO 3 compreende:- instalar um receptor de acoplamento tubular 4 (tubo em I) na unidade flutuante 3 em um nível de acoplamento de riser 5, o referido receptor de acoplamento 4 tendo uma parede lateral anular 8 se estendendo em torno de um eixo longitudinal receptor 6,- posicionar um dispositivo de tração 14 na unidade flutuante 3 em um nível de dispositivo de tração 15 acima do referido nível de acoplamento de riser 5 e usando o dispositivo de tração 14 para tracionar uma linha de tração 16 estendida através do receptor de acoplamento 4 e conectado a uma cabeça de tração 17 em uma extremidade superior 7 do duto de riser 2, de modo que a extremidade superior 7 do duto de riser 2 seja tracionada de baixo para cima para o receptor de acoplamento 4,- fornecer um mecanismo de travamento 18 no receptor de acoplamento 4 e usar o mecanismo de travamento 18 para travar um adaptador de acoplamento 6 da extremidade superior 7 do duto de riser 2 contra a retirada para baixo do receptor de acoplamento 4,- desviar uma direção de tração 21 da linha de tração 16 ao estender a linha de tração 16 ao longo de pelo menos uma superfície de desvio curvada 20 formada por um membro de desvio 23 conectado diretamente ao referido receptor de acoplamento 4 e disposto a uma distância radial do referido eixo longitudinal receptor 9 menor que uma distância radial da referida parede lateral anular 8 do eixo longitudinal receptor 9. [100] De acordo com uma modalidade, durante a aproximação e inserção da extremidade superior 7 do duto de riser 2 em direção e para o receptor de acoplamento 4, a linha de tração 16 é estendida através do receptor de acoplamento 4 e, opcionalmente, através de uma ou mais das calhas de desvio 34 adicionais. Após travar o adaptador de acoplamento 6 no receptor de acoplamento 4, a linha de tração 16, por exemplo, um cabo de tração de aço, é separada da extremidade superior 7 do riser 2 e um duto de bobina 46 (ou soquete de conexão de tubo) é conectado à extremidade superior 7 do duto de riser 2 para fazer uma conexão hidráulica permanente entre o duto de riser 2 e a planta de óleo ou gás FPSO 45 embarcada da unidade flutuante 3.[101] De acordo com uma modalidade alternativa altamente vantajosa, o método compreende:- configurar pelo menos uma seção de extremidade inferior 43 da linha de tração 16, adjacente à extremidade superior 7 do duto de riser 2, como um duto flexível 44 e tubular resistente à tração e- após travar o adaptador de acoplamento 6 no receptor de acoplamento 4, usando a seção de extremidade inferior 43 da linha de tração 16 para transportar o produto petrolífero do duto de riser 2 para a instalação de produção, armazenamento e transferência 45 embarcada da unidade flutuante 3.[102] O sistema 1 e método descritos permitem realizar extensivamente e automaticamente toda a fase de conexão do duto de riser 2 à unidade flutuante 3 e reduz ou elimina a necessidade de operações e intervenções por mergulhadores. Uma melhor segurança no trabalho é alcançada pela eliminação de certas intervenções manuais realizadas por mergulhadores perto da linha de tração e pela redução ou eliminação da colocação de polias de redirecionamento pesadas subaquáticas na unidade flutuante 3.[103] A economia de tempo é alcançada devido à aceleração da reconfiguração do sistema de tração, uma vez que o redirecionamento principal é atribuído ao membro de desvio embutido 23.[104] Em algumas modalidades, um cabo de tração é substituído pelo duto flexível 44 que desempenha a função do duto de bobina 46, eliminando assim as operações de instalação do duto de bobina 46 que normalmente são realizadas por mergulhadores e que requerem metrologia, construção e instalação.[105] O sistema 1 e o método são adequados para sequências de instalação de risers de diferentes configurações estruturais e permitem sequências de tracionar/suspender de risers de diferentes tipos (totalmente flexíveis, risers rígidos etc.) sem modificação dos componentes de tração e metodologia de tração.[106] O sistema 1 e o método são menos sensíveis às condições do tempo e do mar, devido às operações reduzidas ou completamente eliminadas que exigem mergulhador, o que pode se tornar crucial em procedimentos de emergência que exigem a remoção dos dutos de riser 2 da unidade flutuante 3.[107] O sistema 1 e o método permitem um melhor controle das operações de instalação porque o membro de desvio 23 no ou dentro do receptor de acoplamento 4 do tubo em I está muito próximo ao local de travamento do riser, melhorando a orientação e guia do cabo de tração.[108] O sistema e o método também permitem a substituição de um tubo duro instalado por mergulhadores (comparar a Fig. 16, ref. 46) por uma instalação de bobina flexível sem mergulhador (comparar a Fig. 9, ref. 16, 43, 44). Além disso, o método e o sistema também permitem tracionar quilhas sem a necessidade de dispositivos adicionais (compare Fig. 21 e 22).[109] Embora a presente invenção tenha sido ilustrada pela descrição de várias modalidades e embora as modalidades ilustrativas tenham sido descritas em detalhes consideráveis, não é intenção restringir ou de qualquer maneira limitar o escopo das reivindicações anexas a tal detalhe. Vantagens e modificações adicionais podem aparecer prontamente para aqueles técnicos no assunto.[099] Referring to the figures, a method for approaching and connecting a marine riser pipeline 2 to a floating FPSO unit 3 comprises:- installing a tubular coupling receiver 4 (I-pipe) on the floating unit 3 at a riser coupling level 5, said coupling receiver 4 having an annular sidewall 8 extending about a receiver longitudinal axis 6,- positioning a pulling device 14 on the floating unit 3 at a pulling device level 15 above said riser coupling level 5 and using the pulling device 14 to pull a pulling line 16 extended through the coupling receiver 4 and connected to a pulling head 17 at an upper end 7 of the riser pipeline 2, so that the upper end 7 of the riser pipeline 2 is pulled from below upwards into the coupling receiver 4,- providing a locking mechanism 18 on the coupling receiver 4 and using the locking mechanism 18 to lock a coupling adapter 6 of the upper end 7 of the riser duct 2 against downward withdrawal of the coupling receiver 4,- diverting a pull direction 21 of the pull line 16 by extending the pull line 16 along at least one curved diverting surface 20 formed by a diverting member 23 connected directly to said coupling receiver 4 and arranged at a radial distance from said receiver longitudinal axis 9 less than a radial distance of said annular sidewall 8 from the receiver longitudinal axis 9. [100] According to one embodiment, during the approach and insertion of the upper end 7 of the riser duct 2 towards and into the coupling receiver 4, the pull line 16 is extended through the coupling receiver 4 and optionally through one or more of the additional diverting troughs 34. After locking the coupling adapter 6 onto the coupling receiver 4, the pull line 16, e.g. a steel pull cable, is detached from the upper end 7 of the riser 2 and a coil duct 46 (or pipe connection socket) is connected to the upper end 7 of the riser duct 2 to make a permanent hydraulic connection between the riser duct 2 and the FPSO oil or gas plant 45 embarked on the floating unit 3.[101] According to a highly advantageous alternative embodiment, the method comprises:- configuring at least a lower end section 43 of the drive line 16, adjacent to the upper end 7 of the riser duct 2, as a flexible and tubular tensile-resistant duct 44 and- after locking the coupling adapter 6 into the coupling receiver 4, using the lower end section 43 of the drive line 16 to transport the petroleum product from the riser duct 2 to the onboard production, storage and transfer facility 45 of the floating unit 3.[102] The system 1 and method described allow to perform extensively and automatically the entire connection phase of the riser duct 2 to the floating unit 3 and reduces or eliminates the need for operations and interventions by divers. Improved work safety is achieved by eliminating certain manual interventions performed by divers near the drive line and by reducing or eliminating the placement of heavy redirection pulleys underwater on the floating unit 3.[103] Time savings are achieved due to the acceleration of the reconfiguration of the pulling system, since the main redirection is assigned to the built-in bypass member 23.[104] In some embodiments, a pulling cable is replaced by the flexible duct 44 that performs the function of the coil duct 46, thus eliminating the installation operations of the coil duct 46 that are normally performed by divers and that require metrology, construction and installation.[105] System 1 and the method are suitable for installation sequences of risers of different structural configurations and allow pulling/suspending sequences of risers of different types (fully flexible, rigid risers, etc.) without modification of the pulling components and pulling methodology.[106] System 1 and the method are less sensitive to weather and sea conditions, due to reduced or completely eliminated operations requiring a diver, which can become crucial in emergency procedures that require the removal of the riser ducts 2 from the floating unit 3.[107] The system 1 and method allow for better control of installation operations because the bypass member 23 on or within the I-pipe coupling receiver 4 is in close proximity to the riser lock location, improving pull cable guidance and guidance.[108] The system and method also allow for the replacement of a diver-installed hard pipe (compare Fig. 16, ref. 46) with a diverless soft reel installation (compare Fig. 9, refs. 16, 43, 44). Furthermore, the method and system also allow for pulling keels without the need for additional devices (compare Figs. 21 and 22).[109] Although the present invention has been illustrated by the description of several embodiments, and although the illustrative embodiments have been described in considerable detail, it is not intended to restrict or in any way limit the scope of the appended claims to such detail. Additional advantages and modifications will readily appear to those skilled in the art.
Claims (32)
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|---|---|---|---|
| PCT/IB2019/057581 WO2021048592A1 (en) | 2019-09-09 | 2019-09-09 | Off shore riser fixation system and method |
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