BRPI0401727B1 - self sustained riser system and installation method - Google Patents
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Abstract
"sistema de riser auto sustentado e método de instalação do mesmo". é descrito um sistema de riser (100) auto sustentado, para sistema antecipado de produção (sap) ou teste de longa duração (tld) em produção de petróleo submarina utilizando anm acoplada a uma cabeça de poço e unidade flutuante de produção (ufp), o dito sistema compreendendo uma cabeça de poço (10) no fundo do mar, conectada a uma anm (20) dotada de preventor (bop de workover) (30), dito preventor (30) sendo conectado a um riser (50) de produção através de uma ferramenta de conexão (40). o riser (50), montado internamente a um conjunto de bóias (60), é mantido tracionado com auxílio desse conjunto de bóias. a extremidade superior do riser (50) é dotada de um terminal de intervenção submarina (700), dito terminal sendo interligado a uma ufp através de um jumper flexível (90) para carrear o óleo produzido para essa ufp. são igualmente descritas duas modalidades do método de instalação do sistema de riser (100) auto-sustentado."self sustained riser system and method of installation". a self-sustaining riser system (100) for anticipated production system (sap) or long term test (tld) in subsea oil production using anm coupled to a wellhead and floating production unit (pfu) is described, said system comprising a wellhead (10) at the bottom of the sea, connected to an anm (20) provided with workover bop (30), said preventer (30) being connected to a production riser (50) via a connection tool (40). The riser (50), mounted internally to a set of floats (60), is kept pulled with the aid of this set of floats. the upper end of the riser (50) is provided with an underwater intervention terminal (700), said terminal being interconnected to a pfu via a flexible jumper (90) to carry the oil produced for that pfu. Two embodiments of the method of installing the self-supporting riser (100) system are also described.
Description
SISTEMA DE RISER AUTO SUSTENTADO E MÉTODO DE INSTALAÇÃO DO MESMO CAMPO DA INVENÇÃO A presente invenção refere-se a um sistema de riser auto sustentado, mais especificamente, a um sistema de riser auto sustentado onde um riser é acoplado pela extremidade inferior a um equipamento do tipo ANM, ou manifold (coletor e distribuidor de fluxos), sendo sustentado de forma ereta (verticalmente) por um conjunto de bóias localizadas na extremidade superior que tem ainda um Terminal de Intervenção Submarina interligado à Unidade Flutuante de Produção (UFP) através de um {jumper) flexível. A invenção encontra aplicação em Sistemas Antecipados de Produção (SAP), em Testes de Longa Duração (TLD) para melhor avaliação de reservatórios e ainda pode ser utilizado como riser de completação. A invenção diz respeito ainda ao método de instalação do dito sistema de riser auto sustentado.FIELD OF THE INVENTION The present invention relates to a self-sustaining riser system, more specifically, to a self-sustaining riser system where a riser is coupled to the lower end of a rig. ANM, or manifold type, is supported upright (vertically) by a set of buoys located at the upper end which also has a Subsea Intervention Terminal interconnected to the Floating Production Unit (UFP) through a flexible jumper. The invention finds application in Anticipated Production Systems (SAP), Long Term Tests (TLD) for better reservoir evaluation and can still be used as a completion riser. The invention further relates to the method of installing said self-sustaining riser system.
FUNDAMENTOS DA INVENÇÃOBACKGROUND OF THE INVENTION
Um dos sistemas de produção atualmente utilizado pela Requerente emprega um sistema de produção que utiliza um navio sonda de posicionamento dinâmico provido de torre, e um riser constituído de juntas roscadas de tubos de perfuração (drill pipe). A estabilidade do riser é dada pela tração aplicada no topo do mesmo por um dispositivo de tensionamento da embarcação, que tem localização subjacente à torre do mesmo. Este sistema de produção é caracterizado pelo alto custo operacional, pois utiliza embarcação de baixa disponibilidade no mercado mundial de serviços. O conceito de riser auto-sustentado é conhecido na técnica e utilizado tanto em sistemas de produção como de completação. Assim, a patente US 4.234.047 ensina a utilização de um riser de perfuração auto-sustentado a partir de bóias infláveis instaladas na extremidade superior do mesmo, sendo possível uma desconexão rápida da embarcação abandonando o riser no fundo do mar na posição vertical. Embora o relatório desse documento não explicite esse aspecto, há necessidade de sonda e compensador para manuseio da seção superior do riser, conforme pode ser visto nas figuras que compõem esse documento.One of the production systems currently used by the Applicant employs a production system utilizing a tower-mounted dynamic positioning probe ship and a riser consisting of drill pipe threaded joints. The stability of the riser is given by the traction applied to the top of the riser by a vessel tensioning device, which is located under the tower of the same. This production system is characterized by its high operating cost, as it uses low availability vessels in the world service market. The self-sustaining riser concept is known in the art and used in both production and completion systems. Thus, U.S. Patent 4,234,047 teaches the use of a self-supporting drill riser from inflatable buoys installed at the upper end thereof, whereby the vessel can be quickly disconnected by leaving the seabed riser in an upright position. Although the report in this document does not make this explicit, there is a need for a probe and trim for handling the upper section of the riser, as shown in the figures that make up this document.
Na patente US 4.646.840 é descrito um riser auto sustentado com várias câmaras anulares formando bóias instaladas ao longo do mesmo. Nesta configuração somente é possível a utilização de embarcações ancoradas já que não é apresentado nenhum sistema ou solução que efetue a função de destorcedor/desenrolador (swivel). Nesta concepção é pouco prática a descida de ANM utilizando-se o próprio riser de produção. A patente US 4.762.180 ensina uma configuração com cabeça de poço, riser, bóia para tensionamento do riser e uma ANM no topo da bóia. Esta configuração não é adequada para TLD (Teste de Longa Duração), já que após o referido teste pretende-se produzir o poço com equipamentos e configuração usual, isto é, cabeça de poço, ANM submarina, tubulação de escoamento de produção apoiada ao solo marinho e finalmente um riser em catenária ascendente até a UFP. A patente US 5.046.896 ensina um riser com bóias de ar ao invés de bóias rígidas (rigid Steel cans). Embora não abordado no relatório descritivo, esta concepção também necessita de sonda e compensador para manuseio da seção superior do riser.US 4,646,840 discloses a self-supporting riser with several annular chambers forming buoys installed therein. In this configuration it is only possible to use anchored vessels since no system or solution that performs the swivel function is presented. In this conception, it is impractical to lower ANM using the production riser itself. US 4,762,180 teaches a wellhead configuration, riser, riser tension buoy and an ANM at the top of the float. This configuration is not suitable for TLD (Long Term Test), as after this test it is intended to produce the well with equipment and usual configuration, ie wellhead, subsea ANM, ground-supported production flow pipe. and finally a rising catenary riser to the UFP. US Patent 5,046,896 teaches a riser with air floats rather than rigid steel cans. Although not covered in the descriptive report, this design also requires probe and compensator for handling the riser top section.
Como ponto comum a todos os documentos citados acima, a tecnologia ali descrita requer que a embarcação disponha de uma sonda e compensador para manuseio da seção superior do riser (esta seção é aquela acima do ponto de desconexão).As common to all documents cited above, the technology described therein requires the vessel to have a probe and trim tab for handling the upper riser section (this section is the one above the disconnect point).
As patentes US 6.082.391 e US 6.321.844 ensinam um dispositivo para transportar produtos de petróleo em águas profundas desde o fundo do mar até uma estrutura flutuante na superfície onde pelo menos um riser rígido e reto se estende verticalmente. O riser híbrido tem uma estrutura tubular central rígida envolta por um bloco cilíndrico de material sintático que provê flutuabilidade e isolamento térmico do riser. Uma pluralidade de dutos rígidos é inserida no material sintático e envolvem a estrutura tubular central para receber produtos de petróleo dos poços do leito do mar. Linhas flexíveis conectam as linhas rígidas no riser à estrutura flutuante. No entanto, o riser rígido proposto não prevê passagem por dentro do tanque de flutuação como na presente invenção ou bóias infláveis. Além disso, um riser com uma pluralidade de dutos (tubulações) e sistema de isolamento, construído e montado em local seco e abrigado (em terra), uma vez instalado sua relocação é muito trabalhosa e bastante limitada já que o fato de utilizar juntas soldadas não permite adaptação para profundidades de água (PDA) variáveis, o mesmo tendo sido concebido para uma PDA especifica e fixa. O Pedido PI 0301255-7 da Requerente e aqui integralmente incorporado como referência ensina a instalação e a recuperação a cabo de um módulo de bombeio submarino acoplado à ANM para recuperar o óleo produzido por elevação. O documento WO02066786, publicado em 29/08/2002, trata de uma instalação submarina do tipo torre híbrida para conexão linhas de produção apoiadas no fundo do mar (manifold). O documento descreve que o equipamento é composto por uma base estática alojada no leito marinho, um tubo rígido conectado a uma articulação angular flexível e um terminal do tipo cotovelo, aonde é conectada a parte terminal da linha de produção. Esse documento dá uma solução para tensões relacionadas a movimentação de risers sobre o manifold submarino, porém tal dispositivo não garante que o riser de perfuração irá manter-se vertical sem que haja o uso de bóias, uma vez que o riser estará sem qualquer meio que garanta empuxo ou outra força que o mantenha na posição desejada.US 6,082,391 and US 6,321,844 teach a device for transporting deepwater petroleum products from the deep sea to a floating surface structure where at least one rigid straight riser extends vertically. The hybrid riser has a rigid central tubular structure surrounded by a cylindrical block of syntactic material that provides buoyancy and thermal insulation of the riser. A plurality of rigid ducts are inserted into the syntactic material and surround the central tubular structure for receiving petroleum products from seabed wells. Flexible lines connect the rigid riser lines to the floating structure. However, the proposed rigid riser does not provide passage through the float tank as in the present invention or inflatable buoys. In addition, a riser with a plurality of ducts (pipes) and insulation system, built and assembled in a dry and sheltered place (on land), once relocated is very laborious and quite limited since the fact of using welded joints does not allow adaptation to varying water depths (PDAs), and is designed for a specific, fixed PDA. Applicant's Application PI 0301255-7 and incorporated herein by reference teaches the installation and retrofitting of an ANM-coupled subsea pumping module to recover lifting oil. WO02066786, published 08/29/2002, deals with an underwater tower-type hybrid installation for connecting manifold-supported production lines. The document describes that the equipment is comprised of a static base housed in the seabed, a rigid tube connected to a flexible angular joint and an elbow terminal to which the terminal part of the production line is connected. This document provides a solution to stresses related to riser movement over the submarine manifold, but such a device does not guarantee that the drill riser will remain upright without the use of floats, since the riser will be without any means. ensure thrust or other force that will keep you in the desired position.
Por fim, a patente US 4.643.614, trata de um método de instalação de risers em catenária, através do uso de uma ferramenta controlada remotamente que, ao ser apoiada sobre a bóia do riser auto sustentável, traciona uma extremidade do riser para dentro de um receptor sobre a bóia. A outra extremidade do riser é ligada à plataforma também através da utilização de uma ferramenta controlada remotamente. Esse documento fornece uma outra solução à conexão a ser feita com o riser vertical. Porém, trata-se de um equipamento mais complexo, portanto com custo elevado e com maior probabilidade de falha.Finally, US 4,643,614 deals with a method of installing catenary risers through the use of a remotely controlled tool which, when supported by the self-sustaining riser float, pulls one end of the riser inwards. a receiver on the float. The other end of the riser is also attached to the platform using a remotely controlled tool. This document provides another solution to the connection to be made with the vertical riser. However, it is a more complex equipment, therefore with high cost and higher probability of failure.
Portanto, apesar dos avanços tecnológicos na área, a técnica ainda necessita de um sistema de riser auto sustentado composto de um riser em seções interligadas formando um conjunto, esse conjunto sendo acoplado pela extremidade inferior a um equipamento submarino tipo ANM ou manifold e pela extremidade superior a um conjunto de bóias, o riser sendo dotado de um Terminal de Intervenção Submarina para fácil acesso e manutenção do poço, podendo ser facilmente instalado, recuperado e adaptado para diferentes profundidades de água (PDA), tal sistema de riesr e método de instalação associado sendo descritos e reivindicados no presente pedido.Therefore, despite technological advances in the field, the technique still requires a self-sustaining riser system composed of a riser in interconnected sections forming an assembly, this assembly being coupled by the lower end to an ANM or manifold type subsea equipment and the upper end. to a set of buoys, the riser being equipped with an Underwater Intervention Terminal for easy access and maintenance of the well, can be easily installed, recovered and adapted to different water depths (PDA), such riesr system and associated installation method. being described and claimed in the present application.
SUMÁRIO DA INVENÇÃOSUMMARY OF THE INVENTION
De um modo amplo, a invenção trata de um sistema de riser auto sustentado usado tanto em Sistema Antecipado de Produção (SAP) como em Teste de Longa Duração (TLD) em produção de petróleo submarina utilizando ANM e uma Unidade Flutuante de Produção (UFP), tal sistema compreendendo: - um riser com seções ou juntas interligadas umas às outras, com a extremidade inferior do riser acoplada a uma ANM ou manifold e a extremidade superior a um conjunto de bóias que traciona a coluna do riser, mantendo o mesmo ereto e em posição aproximadamente vertical; - um conjunto de bóias rígidas, infláveis ou mistas com facilidades para controle de empuxo variável; um Terminal de Intervenção Submarina para fazer a conexão entre o Terminal de topo do riser e uma Sonda de Intervenção; - um jumper flexível entre o Terminal de Intervenção Submarina e a Unidade Flutuante de Produção, para o escoamento da produção. - um umbilical para controle, monitoração e transmissão de energia elétrica e hidráulica; ligando a UFP à ANM e suportado pelo riser ou alternativamente no modo de catenária livre, e onde: i) o riser é instalado internamente ao conjunto de bóias; ii) o acoplamento do riser ao Terminal de Intervenção com auxílio do Terminal permite o acesso ao poço pela vertical para efetuar a manutenção do mesmo; e iii) o riser é usado para descer e instalar a ANM, pelo que é obtida economia do tempo de sonda e número de manobras. O método de instalação do sistema de riser auto sustentado será detalhado adiante, e apresenta características de fácil recuperação, transporte e instalação numa nova locação. Assim, a presente invenção provê um sistema de riser autosustenta-do para ser usado em Sistema de Produção Antecipada ou Teste de Longa Duração a partir de um riser em juntas ou seções interligadas, com a parte inferior ligada a uma ANM ou manifold e a parte superior a um conjunto de bóias que mantêm o riser ereto e aproximadamente na vertical. A presente invenção provê também um sistema de riser auto sustentado para ser usado em Sistema de Produção Antecipada ou em Teste de Longa Duração em que a parte superior do riser é acoplada a um Terminal de Intervenção Submarina, que permite a manutenção do poço, provendo acesso ao poço pela vertical. A invenção provê também um sistema de riser auto sustentado, para ser usado em Sistema de Produção Antecipada ou em Teste de Longa Duração em que o riser é usado para descer e instalar a ANM, com economia de tempo de sonda e número de manobras reduzido. A presente invenção provê adicionalmente um sistema de riser auto sustentado para ser usado em Sistema de Produção Antecipada ou em Teste de Longa Duração em que o riser é interno ao conjunto de bóias. A presente invenção provê ainda um sistema de riser auto sustentado para ser usado em Sistema de Produção Antecipada ou em Teste de Longa Duração com dupla função: um riser de produção auto-sustentado por um conjunto de bóias e alternativamente funcionar como um riser de completação, sem o uso desse conjunto de bóias. A presente invenção provê também um sistema de riser auto sustentado para ser usado em Sistema de Produção Antecipada ou em Teste de Longa Duração com Terminal de Intervenção Submarina que permite desconexão do jumper para manutenção do mesmo. A presente invenção provê ainda um sistema de riser auto sustentado para ser usado em Sistema de Produção Antecipada ou em Teste de Longa Duração que permite a produção por surgência ou com auxílio de módulo de bombeio submarino acoplado à ANM. A presente invenção provê também um método de instalação do dito sistema de riser auto sustentado.Broadly, the invention relates to a self-sustaining riser system used in both Early Production System (SAP) and Long Term Testing (TLD) in subsea oil production using ANM and a Floating Production Unit (UFP) , such a system comprising: - a riser with sections or joints interconnected with each other, with the lower end of the riser coupled to an ANM or manifold and the upper end to a set of buoys that pulls the riser column while maintaining the same erect and in approximately vertical position; - a set of rigid, inflatable or mixed buoys with facilities for variable buoyancy control; an Undersea Intervention Terminal to make the connection between the riser top Terminal and an Intervention Probe; - a flexible jumper between the Subsea Intervention Terminal and the Floating Production Unit, for the production flow. - an umbilical for control, monitoring and transmission of electric and hydraulic energy; connecting the UFP to the ANM and supported by the riser or alternatively in free catenary mode, and where: i) the riser is installed internally to the float set; ii) the riser coupling to the Intervention Terminal with the aid of the Terminal allows the vertical access to the well to perform its maintenance; and iii) the riser is used to lower and install the ANM, thus saving the probe time and number of maneuvers. The installation method of the self-sustaining riser system will be detailed below, and features features that are easy to retrieve, transport and install in a new location. Thus, the present invention provides a self-supporting riser system for use in Early Production or Long Term Testing Systems from a riser in interconnected joints or sections, with the bottom attached to an ANM or manifold and the greater than a set of floats that keep the riser upright and approximately upright. The present invention also provides a self-sustaining riser system for use in Early Production System or Long Term Testing where the riser top is coupled to an Underwater Intervention Terminal, which allows maintenance of the well providing access to the well. to the well vertically. The invention also provides a self-sustaining riser system for use in Early Production System or Long Term Testing where the riser is used to lower and install the ANM, with reduced probe time savings and reduced maneuvering. The present invention further provides a self-supporting riser system for use in Early Production System or Long Term Testing where the riser is internal to the float assembly. The present invention further provides a self-sustaining riser system for use in Advance Production System or Dual Function Long Term Testing: a self-sustaining production riser for a set of floats and alternatively functions as a completion riser, without using this set of floats. The present invention also provides a self-sustaining riser system for use in Early Production System or Long-Term Testing with Subsea Intervention Terminal that allows jumper disconnection for servicing. The present invention further provides a self-sustaining riser system for use in Anticipated Production System or Long-Term Testing that enables surge production or the aid of an ANM-coupled subsea pumping module. The present invention also provides a method of installing said self-sustaining riser system.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS A FIGURA 1 anexa é um esquema geral de uma modalidade da invenção, com o umbilical suportado pelo riser. A FIGURA 2 anexa é um esquema geral de uma outra modalidade da invenção, com o umbilical em catenária livre. A FIGURA 3 anexa é um esquema geral na condição de intervenção, ou seja, com uma sonda de intervenção acoplada ao Terminal de Intervenção Submarina. A FIGURA 4 anexa é um esquema geral do Terminal de Intervenção Submarina, ou operação de workover. A FIGURA 5 anexa é um esquema geral de um sistema de riser auto sustentado do estado da técnica.BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS The accompanying FIGURE 1 is a general schematic of one embodiment of the invention, with the riser supported umbilical. The accompanying FIGURE 2 is a general scheme of another embodiment of the invention, with the free catenary umbilical. The attached FIGURE 3 is a general scheme in the intervention condition, ie with an intervention probe coupled to the Subsea Intervention Terminal. The accompanying FIGURE 4 is a general scheme of the Subsea Intervention Terminal, or workover operation. The accompanying FIGURE 5 is a general scheme of a prior art self-sustaining riser system.
As FIGURAS 6 a 18 anexas ilustram uma modalidade do método de instalação do sistema de riser auto-sustentado da invenção. A FIGURA 6 anexa ilustra o içamento do conjunto de bóias para ser transportado por uma balsa. A FIGURA 7 anexa ilustra um rebocador transportando a balsa e o conjunto de bóias até a locação de instalação do sistema de riser. A FIGURA 8 anexa ilustra a conexão do conjunto de bóias a uma plataforma semi-submersível, seguido do deslizamento do conjunto de bóias sobre o convés da balsa com auxilio de um rebocador. A FIGURA 9 anexa ilustra a separação da balsa do conjunto de bóias, este estando conectado em modo de flutuação livre à plataforma semi-submersível e ao rebocador. A FIGURA 10 anexa ilustra o processo de keel hauling (transferência de carga) do conjunto de bóias sob a plataforma semi-submersível. A FIGURA 11 anexa ilustra como ao final do processo de keel hauling (transferência de carga) o conjunto de bóias é sustentado pela torre da plataforma semi-submersível através de um cabo. A FIGURA 12 anexa ilustra como a extremidade superior do conjunto de bóias é trazida para a região do moon pool da plataforma semi-submersível e o peso do conjunto de bóias é transferido aos cabos de aço dos tensionadores do sistema de perfuração da plataforma semi-submersível. A FIGURA 13 anexa ilustra como, após desconexão do cabo que sustenta o conjunto de bóias, as juntas de riser cujo conjunto forma esse riser são conectadas e descidas por dentro do conjunto de bóias até que o comprimento requerido do riser seja atingido. A FIGURA 14 anexa ilustra a descida do conjunto de bóias até a profundidade de operação e a conexão do riser à cabeça de poço no leito marinho enquanto ar é injetado no conjunto de bóias. A FIGURA 15 anexa ilustra a instalação do jumper flexível de produção e a conexão do Terminal de Intervenção Submarina ao conjunto de bóias com auxílio de uma embarcação de lançamento de linhas flexíveis. A FIGURA 16 anexa ilustra como, efetuada a conexão do jumper, a embarcação de lançamento de linhas flexíveis navega em direção à UFP enquanto desenrola a bobina de armazenamento do jumper. A FIGURA 17 anexa ilustra a transferência da extremidade do jumper para a UFP com auxílio de cabos auxiliares. A FIGURA 18 anexa ilustra o sistema de riser híbrido auto-sustentado instalado e pronto para a operação.The accompanying FIGURES 6 to 18 illustrate one embodiment of the method of installing the self-supporting riser system of the invention. The attached FIGURE 6 illustrates the lifting of the float assembly to be carried by a raft. The accompanying FIGURE 7 illustrates a tug carrying the raft and buoy assembly to the riser installation location. The accompanying FIGURE 8 illustrates the connection of the float assembly to a semi-submersible platform, followed by sliding the float assembly over the raft deck with the aid of a tug. The accompanying FIGURE 9 illustrates the separation of the raft from the float assembly, which is connected in free float mode to the semi-submersible platform and the tug. The accompanying FIGURE 10 illustrates the keel hauling process of the buoy set under the semi-submersible platform. The accompanying FIGURE 11 illustrates how at the end of the keel hauling process the buoy set is supported by the semi-submersible platform tower via a cable. The accompanying FIGURE 12 illustrates how the upper end of the float assembly is brought into the semi-submersible platform moon pool region and the weight of the float assembly is transferred to the semi-submersible platform drilling system tensioner wire ropes. . The accompanying FIGURE 13 illustrates how, after disconnecting the cable supporting the float assembly, riser joints whose riser assembly forms are connected and lowered into the float assembly until the required riser length is reached. The accompanying FIGURE 14 illustrates the float assembly descending to operating depth and the riser connection to the wellhead in the seabed while air is injected into the float assembly. The accompanying FIGURE 15 illustrates the installation of the production flexible jumper and the connection of the Subsea Intervention Terminal to the float assembly with the aid of a flexible line launch vessel. The attached FIGURE 16 illustrates how, when the jumper is connected, the flexible line launch vessel navigates toward the UFP while unrolling the jumper storage coil. Attached FIGURE 17 illustrates the transfer of the jumper end to the UFP with the aid of auxiliary cables. The accompanying FIGURE 18 illustrates the self-supporting hybrid riser system installed and ready for operation.
As FIGURAS 19 a 21 ilustram uma outra modalidade do método de instalação do sistema de riser 6a invenção. A FIGURA 19A anexa ilustra a conexão do riser de produção à ferramenta de conexão. A Figura 19B é um detalhe ilustrando uma junta de riser. A FIGURA 20A anexa ilustra a conexão e descida das juntas de riser e do conjunto de bóias. A FIGURA 20B é um detalhe da junta de riser acoplada a uma bóia do conjunto de bóias e a Figura 20C mostra uma seção transversal do encaixe da junta de riser com o conjunto de bóias. A FIGURA 21 anexa ilustra a descida do conjunto de bóias e conexão da extremidade inferior do riser à cabeça de poço no fundo do mar.FIGURES 19 to 21 illustrate another embodiment of the method of installing the riser system 6 of the invention. The attached FIGURE 19A illustrates the production riser connection to the connection tool. Figure 19B is a detail illustrating a riser joint. The attached FIGURE 20A illustrates the connection and lowering of the riser joints and the float assembly. FIGURE 20B is a detail of the riser joint coupled to a float assembly float and Figure 20C shows a cross section of the riser joint engagement with the float assembly. The accompanying FIGURE 21 illustrates the lowering of the float assembly and connection of the lower end of the riser to the wellhead at the bottom of the sea.
DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃODETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
De acordo com a invenção, no relatório e reivindicações do presente pedido os seguintes termos têm o significado como descrito abaixo.According to the invention, in the report and claims of the present application the following terms have the meaning as described below.
Teste de Longa Duração (TLD): é um teste de um poço com duração de 2 a 6 meses com coleta de óleo na UFP e envio periódico da produção para um terminal em terra.Long Term Test (TLD): This is a 2- to 6-month oil well test with UFP oil collection and periodic shipment of production to an onshore terminal.
Sistema Antecipado de Produção (SAP): sistema provisório instalado para produzir poucos poços até a entrada em produção do sistema definitivo.Early Production System (SAP): interim system installed to produce few wells until the definitive system goes into production.
Como citado acima no presente relatório, a invenção se refere a um sistema de riser auto sustentado.As cited above in this report, the invention relates to a self-sustaining riser system.
Um primeiro aspecto da invenção é o próprio sistema de riser auto sustentado. A invenção será descrita a seguir por referência às Figuras anexas. A Figura 1 ilustra uma configuração geral de uma modalidade da invenção com o umbilical suportado pelo riser.A first aspect of the invention is the self-sustaining riser system itself. The invention will be described hereinafter by reference to the accompanying Figures. Figure 1 illustrates a general embodiment of an embodiment of the invention with the riser supported umbilical.
Conforme a Figura 1, o sistema de riser auto sustentado da invenção, geralmente designado pelo numeral (100), compreende uma cabeça de poço (10) no fundo do mar, conectada a uma ANM (20) dotada de preventor (BOP de workover) (30), dito preventor (30) sendo conectado a um riser de produção (50) através de uma ferramenta de conexão (40). O riser (50) é mantido tracionado com auxílio de um conjunto de bóias de sustentação (60). O sistema de riser (100) dispensa a necessidade de ligação física com qualquer embarcação para estabilidade estrutural do mesmo ou manutenção na posição acoplada ao equipamento submarino. A montagem do sistema é feita de tal modo que o riser (50) é interno ao conjunto de bóias (60). A extremidade superior do riser (50) é interligada a uma UFP através de um jumper flexível (90) para carrear o óleo produzido para essa UFP. O riser (50) é composto de juntas ou seções interligadas por rosca ou conector mecânico, e acoplado pela parte inferior a uma ANM (20) e pela extremidade superior a um conjunto de bóias (60) que aplicam uma força de empuxo que traciona a coluna do dito riser (50). O conjunto de bóias (60) pode ser constituído de bóias de vários tipos, como bóias infláveis, rígidas sólidas, rígidas com ar, ou outros tipos. Assim, o conjunto de bóias (60) pode ser do tipo em segmentos solidários ou outro tipo. O sistema de bóias (60) deve permitir variação do empuxo total aplicado ao riser (50), já que este deve preferencial mente ser instalado e desmontado sem carga de empuxo atuando nas bóias (60) (condição alagada ou desinflada). Somente após montagem e conexão ao fundo, as bóias (60) serão desalagadas ou infladas para aplicar o empuxo necessário. Além disso, o numero de bóias instaladas pode ser variável de acordo com a PDA (profundidade de água) onde o riser (50) é instalado.According to Figure 1, the self-sustaining riser system of the invention, generally designated by numeral (100), comprises a wellhead (10) at the bottom of the sea, connected to an ANM (20) provided with workover BOP. (30) said preventer (30) being connected to a production riser (50) via a connection tool (40). The riser (50) is kept pulled with the aid of a set of support buoys (60). The riser system (100) eliminates the need for physical connection to any vessel for structural stability or maintenance in the position attached to the underwater equipment. The system is mounted such that the riser (50) is internal to the float assembly (60). The upper end of the riser (50) is interconnected to a UFP via a flexible jumper (90) to carry the oil produced to that UFP. The riser (50) is composed of joints or sections interconnected by thread or mechanical connector, and coupled by the underside of an ANM (20) and the upper end to a set of floats (60) that apply a buoyant force that pulls the column of said riser (50). The float assembly 60 may be comprised of floats of various types, such as inflatable, solid rigid, air rigid, or other types. Thus, the float assembly 60 may be of the solidary segment or other type. The buoy system (60) must allow variation of the total thrust applied to the riser (50), as it should preferably be installed and dismantled without buoyancy load acting on the buoys (60) (flooded or deflated condition). Only after mounting and connecting to the bottom will the floats (60) be dislodged or inflated to apply the required thrust. In addition, the number of buoys installed may vary according to the PDA (water depth) where the riser (50) is installed.
Na presente invenção o tipo de bóia (60) preferida é a inflável, já que a mesma é de mais fácil manuseio, menor peso e dimensões quando vazia, podendo ser inflada e esvaziada abaixo do moon pool da sonda, que possui limitação de dimensões.In the present invention the preferred type of float (60) is the inflatable, since it is easier to handle, smaller in weight and size when empty, and can be inflated and emptied below the size limitation probe moon pool.
As funções de controle, monitoração e transmissão de energia elétrica e hidráulica são efetuadas com auxílio de um umbilical (80). O umbilical (80) pode estar suportado pelo riser (50) como na Figura 1 ou alternativamente estar instalado no modo de catenária livre como na Figura 2. O umbilical (80) deve ser composto por trechos de forma que o comprimento do mesmo seja variado de acordo com a PDA onde o sistema será instalado, por exemplo, trechos de 1300 metros, 1000 metros, 600 metros, 300 metros, 100 metros de modo a facilitar a composição do comprimento requerido. A Figura 3 ilustra um esquema de Intervenção com a sonda de intervenção (95) acoplada ao Terminal de Intervenção Submarina (700), este estando localizado acima do conjunto de bóias (60). O Terminal de Intervenção Submarina (700) é uma peça que faz a conexão entre o Terminal (730) de topo do riser (50) e a Sonda de Intervenção (95).The functions of control, monitoring and transmission of electric and hydraulic energy are performed with the aid of an umbilical (80). The umbilical (80) may be supported by the riser (50) as in Figure 1 or alternatively be installed in free catenary mode as in Figure 2. The umbilical (80) shall consist of sections so that the length thereof is varied. according to the PDA where the system will be installed, for example, stretches of 1300 meters, 1000 meters, 600 meters, 300 meters, 100 meters in order to facilitate the composition of the required length. Figure 3 illustrates an Intervention scheme with the intervention probe (95) coupled to the Subsea Intervention Terminal (700), which is located above the float assembly (60). The Subsea Intervention Terminal (700) is a part that connects the riser top Terminal (730) (50) and the Intervention Probe (95).
Conforme ilustrado na Figura 4A, o Terminal (700) é constituído de um funil guia superior (710) e dotado internamente de um mandril (711) para acoplamento da ferramenta de intervenção. Uma válvula de intervenção (712) é localizada no corpo do Terminal (700), acima da derivação em Y para passagem do fluido de produção. Uma válvula (713) de produção é localizada na tubulação de passagem do fluido produzido e seguida de uma tubulação curvada (714) em formato de pescoço de ganso por onde é efetuado o escoamento da produção. A tubulação (714) é conectada ao jumper flexível (90) através de um dispositivo de conexão como um flange (720). O Terminal (700) é dotado de uma passagem (715) para fluido de produção e qualquer ferramenta de intervenção. O mandril (711) é ligado a um conector (717) através de um dispositivo qualquer de fixação (716), por exemplo, um flange. O conector (717) liga o Terminal (700) ao Terminal (730) de topo do riser (50) da Figura 4B. O conector (717) apresenta na parte inferior um funil de guia (718) para facilitar o acoplamento ao Terminal (730). A parte central do conector (717) é dotada de um anel metálico (719) de vedação, adaptado a um recesso (731) de formato correspondente localizado no mandril (732) do Terminal (730). Conforme a Figura 4B, ao mandril (732) é ligado o conector (717). O mandril (732) se liga a uma válvula (734) de isolamento do riser (50) por meio de qualquer dispositivo de conexão (733), como um flange. Um dispositivo de conexão (735) liga a válvula (734) ao topo do riser (50). A válvula (734) de isolamento do riser (50) se destina a isolar o conteúdo do riser (50), permitindo a retirada do Terminal (700) para manutenção.As shown in Figure 4A, Terminal 700 is comprised of an upper guide funnel 710 and internally provided with a mandrel 711 for coupling the intervention tool. An intervention valve (712) is located in the Terminal body (700) above the Y-tap for production fluid passage. A production valve (713) is located in the through-flow line of the produced fluid and followed by a goose-neck bent pipe (714) through which the production flow is effected. The tubing (714) is connected to the flexible jumper (90) via a connecting device such as a flange (720). Terminal 700 is provided with a production fluid passage 715 and any intervention tool. The mandrel 711 is connected to a connector 717 via any clamping device 716, for example a flange. Connector (717) connects Terminal (700) to the top terminal (730) of riser (50) of Figure 4B. The connector (717) has a guide funnel (718) at the bottom to facilitate coupling to the Terminal (730). The central part of the connector (717) is provided with a metal sealing ring (719) adapted to a correspondingly shaped recess (731) located in the mandrel (732) of the Terminal (730). As shown in Figure 4B, the chuck (732) is connected with the connector (717). The mandrel (732) connects to a riser isolation valve (734) (50) by any connecting device (733) such as a flange. A connecting device (735) connects the valve (734) to the top of the riser (50). The riser isolation valve (734) (50) is intended to isolate the contents of the riser (50), allowing removal of the terminal (700) for maintenance.
Quando há necessidade de fazer o workover (intervenção) na cabeça de poço (10), a válvula (713) é fechada e qualquer equipamento é descido ou retirado pelo riser (50), com a válvula (712) aberta.When workover is required on the wellhead (10), the valve (713) is closed and any equipment is lowered or removed by the riser (50) with the valve (712) open.
Adicionalmente, o Terminal (700) permite a retirada e manutenção do jumper (90) por estar conectado ao conjunto de bóias (60). O fechamento da válvula (734) permite que o Terminal (700) seja desacoplado do Terminal (730) para manutenção de qualquer natureza.Additionally, Terminal (700) allows the removal and maintenance of jumper (90) as it is connected to the float assembly (60). Closing the valve (734) allows Terminal (700) to be decoupled from Terminal (730) for maintenance of any kind.
De modo distinto do estado da técnica, o presente sistema de riser (100) auto sustentado utiliza o conceito de riser roscado em modo auto- sustentável, acoplado diretamente ao topo do equipamento submarino, dispensando uma embarcação com torre.Unlike the state of the art, the present self-sustaining riser system (100) utilizes the self-sustaining threaded riser concept, coupled directly to the top of underwater equipment, dispensing with a tower vessel.
Ainda de modo distinto do estado da técnica, o Terminal de Intervenção Submarina acoplado ao topo do sistema de riser (100) auto sustentado permite intervenção ou workover no poço pelo interior do riser (50), sem necessidade de retirada do sistema de riser (100) e do jumper flexível (90). A UFP pode ser do tipo FPSO (Floating Production Storage and Offloading). Esta embarcação, que poderá estar ancorada ou ser do tipo DP (posicionamento dinâmico) não necessita ser dotada de torre. Quando a embarcação for do tipo DP será necessário adicionar um componente extra, um destorcedor (swivel), para evitar a torção do conjunto jumper flexível (90)lriser (50), já que durante a operação contínua a embarcação poderá executar rotações ao redor do seu próprio eixo vertical. Esse swivel pode ser instalado no topo do riser (50) ou na chegada da UFP (posição preferida para a realização da invenção), já que a manutenção e inspeção do swivel ficam facilitadas e o mesmo trabalha sob pressão externa menor. O uso preferido do projeto de sistema de riser (100) auto sustentado da invenção é como riser de produção.Still different from the state of the art, the Subsea Intervention Terminal coupled to the top of the self-supporting riser system (100) allows intervention or workover in the well from the riser interior (50), without the need to remove the riser system (100). ) and the flexible jumper (90). The UFP can be Floating Production Storage and Offloading (FPSO) type. This vessel, which may be moored or DP type (dynamic positioning) does not need to have a tower. When the vessel is DP type it will be necessary to add an extra component, a swivel, to avoid twisting the flexible jumper assembly (90) lriser (50), as during continuous operation the vessel may rotate around the its own vertical axis. This swivel can be installed on top of the riser (50) or upon arrival of the UFP (preferred position for carrying out the invention), as maintenance and inspection of the swivel are made easier and it works under less external pressure. The preferred use of the self-sustaining riser system design 100 of the invention is as production riser.
Alternativamente, este sistema também pode ser usado como riser de completação, sem o conjunto de bóias (60). O sistema de riser (100) pode ser usado para produzir por surgência.Alternatively, this system can also be used as a completion riser without the float set (60). The riser system 100 can be used to produce by appearance.
Alternativamente, o sistema de riser (100) pode ser usado para produzir por bombeio como método de elevação do óleo produzido. Nesse caso a elevação do óleo produzido é efetuada através de módulo de bombeio submarino acoplado à ANM, podendo tal módulo ser instalado e recuperado a cabo conforme ensinado no Pedido da Requerente PI 0301255-7.Alternatively, the riser system 100 may be used to pump out as a method of lifting the oil produced. In this case, the oil produced is raised by means of a subsea pumping module coupled to the ANM, which module can be installed and recovered as taught in Applicant Request PI 0301255-7.
As vantagens do presente sistema de riser (100) incluem: • possibilidade de descer a ANM (20) através do próprio riser (50); • Riser (50) acoplado à ANM (20) e ao conjunto de bóias (60); • Terminal (700), que permite efetuar intervenção/manutenção do poço pela vertical, sem necessidade de retirada/recuperação de qualquer componente do sistema de riser (100); • Riser (50) interno ao conjunto de bóias (60), simplificando a construção, montagem e instalação do sistema de riser (100).Advantages of the present riser system (100) include: • possibility of lowering the ANM (20) through the riser (50) itself; • Riser (50) coupled to ANM (20) and float set (60); • Terminal (700), which allows the vertical intervention / maintenance of the well without the need to remove / recover any component of the riser system (100); • Riser (50) internal to float assembly (60), simplifying construction, assembly and installation of riser system (100).
As características do presente sistema de riser (100) tornam o mesmo adequado para utilização em profundidades de água (PDA) de até 3.000 metros. A FIGURA 5 ilustra um sistema de riser auto sustentado conforme o estado da técnica.The characteristics of the present riser system (100) make it suitable for use in water depths (PDA) up to 3,000 meters. FIGURE 5 illustrates a self-sustaining riser system according to the state of the art.
Conforme essa Figura, a estabilidade do sistema, geralmente designado pelo numeral (200), é dada pelo empuxo fornecido pelo conjunto de bóias (60) aplicado no topo do riser (50) por um tirante (212). Um jumper flexível (90) conecta a extremidade da tubulação (714) à UFP. A extremidade inferior (213) do riser (50) é conectada a uma fundação (210). Um Um spool (211) é utilizado para conectar a extremidade (213) a uma tubulação (214) instalada no fundo do mar. O sistema (200) da Figura 5 exige a construção de uma fundação (210) cuja função é unicamente ancorar o riser (50), suportando as cargas transmitidas pelo mesmo. Na invenção, é dispensada a construção da fundação (210) já que a própria cabeça de poço (10) é mecanicamente competente para ancorar e suportar as cargas necessárias para manter o riser (50) ereto e estável.According to this Figure, the stability of the system, generally designated by numeral (200), is given by the buoyancy provided by float assembly (60) applied to the top of riser (50) by a tie rod (212). A flexible jumper (90) connects the pipe end (714) to the UFP. The lower end (213) of the riser (50) is connected to a foundation (210). One A spool (211) is used to connect the end (213) to a pipe (214) installed at the bottom of the sea. The system (200) of Figure 5 requires the construction of a foundation (210) whose function is solely to anchor the riser (50), supporting the loads transmitted by it. In the invention, the construction of the foundation 210 is dispensed with since the wellhead 10 itself is mechanically competent to anchor and withstand the loads required to keep the riser 50 erect and stable.
Desta forma, o sistema de riser (100) da invenção apresenta os seguintes aspectos distintivos em relação ao estado da técnica: - dispensa a construção de uma fundação (210); - dispensa construir e instalar spoo/s (211) interligando o poço à base do riser (50); - o riser (50) utilizar conectores mecânicos e ser instalado por sonda na própria operação de descida da ANM (20); - o topo do riser (50) possuir o Terminal (700) que permite intervenções no poço sem necessidade de retirada de todo o sistema de riser (100); - o topo do riser (50) possuir o Terminal (700) que permite a retirada do jumper (90) para fazer a manutenção do mesmo. Os sistemas atuais não permitem desconexão do jumper (90) de modo simples; - não ser necessário UFP com sistema DP e sonda para Testes de Longa Duração ou Sistema de Produção Antecipada; - a passagem do riser (50) por dentro do conjunto de bóias (60) permitir acesso facilitado à extremidade superior do riser (50), com as conseqüentes vantagens de acesso direto e vertical ao poço, e uso do Terminal (700).Thus, the riser system (100) of the invention has the following distinctive features in relation to the state of the art: it does not require the construction of a foundation (210); - no need to build and install spoo / s (211) connecting the well to the riser base (50); - the riser (50) uses mechanical connectors and is probe-mounted in the ANM's own descent operation (20); - the top of the riser (50) has the Terminal (700) which allows interventions in the well without removing the entire riser system (100); - The top of the riser (50) has the Terminal (700) that allows the removal of the jumper (90) to maintain it. Current systems do not allow jumper disconnection (90) simply; - no UFP with DP system and probe for Long Testing or Early Production System is required; - the riser (50) passing through the float assembly (60) allows easy access to the upper end of the riser (50), with the consequent advantages of direct and vertical access to the well, and the use of Terminal (700).
Sob um outro aspecto, a invenção contempla o método de instalação do sistema de riser (100). O método de instalação do sistema de riser (100) compreende duas modalidades.In another aspect, the invention contemplates the method of installing the riser system (100). The method of installation of the riser system 100 comprises two embodiments.
Conforme uma primeira modalidade, geralmente ilustrada nas Figuras 6 a 18, o método de instalação do sistema de riser (100) compreende as seguintes etapas: a) com auxílio de um guindaste (G), Figura 6, içar o conjunto de bóias (60) de um cais e colocar o mesmo em uma balsa (802) de transporte. Alternativamente o conjunto de bóias (60) pode ser colocado sobre a balsa (802) de transporte utilizando-se o método de deslizamento sobre a superfície do cais. Após a colocação do conjunto de bóias (60) sobre a balsa (802) de transporte, efetuar amarração (sea fastening) para evitar o deslocamento do conjunto de bóias sobre o convés da balsa durante o transporte oceânico; b) com auxílio de rebocador (803), Figura 7, transportar a balsa (802) e o conjunto de bóias (60) até a locação de instalação do sistema de riser (100); c) nas proximidades de uma plataforma (804) semi-submersível destinada a fazer a descida do riser (50), Figura 8, conectar o conjunto de bóias (60): i) com auxílio de um cabo (805) a uma plataforma semi-submersível (804) e ii) com auxílio de um cabo (806), ao rebocador (803); d) efetuar submersão parcial controlada de uma das extremidades da balsa de transporte (802) e deslizar o conjunto de bóias (60) sobre o convés da mesma, sendo o cabo (806) tracionado pelo rebocador (803) para auxiliar o deslizamento do conjunto de bóias (60), Figura 9; e) separar e retirar a balsa de transporte (802) do local, após o que o conjunto de bóias (60) em flutuação livre estará conectado à plataforma semi-submersível de instalação (804) por um cabo (805) e ao rebocador (803) por outro cabo (806), Figura 10; f) conduzir o processo de keel hauling (transferência de carga) do conjunto de bóias (60) sob a plataforma semi-submersível (804) por meio de manuseio apropriado dos cabos (805) e (806) e de um cabo auxiliar (807) ligado ao rebocador (803), que controla uma poita (808) conectada à extremidade inferior do conjunto de bóias (60), de modo que ao final do dito processo o conjunto de bóias (60) estará sustentado pela torre da plataforma (804) através do cabo (805), Figura 11; g) trazer a extremidade superior do conjunto de bóias (60) para a região do moon pool da plataforma semi-submersível (804) e a seguir transferir o peso do conjunto de bóias (60) a cabos de aço (809) dos tensionadores do sistema de perfuração da plataforma (804), Figura 12; h) após desconexão do cabo (805), conectar e descer as juntas (810), cujo conjunto forma o riser (50), por dentro do conjunto de bóias (60) até que o comprimento requerido de riser (50) seja atingido. Fixar a extremidade superior do riser (50) na extremidade superior do conjunto de bóias (60), Figuras 13A e 13B; i) descer o conjunto de bóias (60) até a profundidade de operação por uma tubulação (811) de serviço da plataforma semi-submersível (804) e então fazer a conexão (812) da extremidade inferior do riser (50) à cabeça de poço (10) no leito marinho, Figura 14; j) injetar ar nas câmaras do conjunto de bóias (60), expulsando a água das mesmas com auxílio de um veículo submarino (813) de operação remota (ROV) para realizar flutuação positiva no conjunto de bóias (60), sendo seu valor determinado para dar estabilidade ao riser (50); k) desconectar a tubulação (811) utilizada na descida do topo do conjunto de bóias (60) e retirar a plataforma semi-submersível (804) da locação; l) com auxílio de uma embarcação de lançamento (831) de linhas flexíveis, instalar o jumper flexível de produção (90) e o Terminal de Intervenção Submarina (700), que será acoplado ao topo do conjunto de bóias (60), com o Terminal (700) sendo suportado durante a descida por um cabo (833) da embarcação de lançamento (831) e conectado ao jumper flexível de produção (90) de interligação à Unidade Flutuante de Produção (UFP); um veículo submarino de operação remota (834) é utilizado para auxílio à operação, Figura 15; m) dirigir a embarcação de lançamento (831) de linhas flexíveis para a Unidade Flutuante de Produção (UFP) enquanto desenrola a bobina de armazenamento (B) do jumper flexível de produção (90), Figura 16; n) transferir a extremidade do jumper flexível (90) de produção para a Unidade Flutuante de Produção (UFP) utilizando os cabos auxiliares (841) e (842) para a operação de interligação (pull-in), Figuras 17 e 18; o) testar o sistema de riser (100); e p) operar o sistema de riser (100).According to a first embodiment, generally illustrated in Figures 6 to 18, the method of installation of the riser system (100) comprises the following steps: a) with the aid of a crane (G), Figure 6, lifting the float assembly (60) ) from a dock and place it on a ferry (802). Alternatively the float assembly 60 may be placed on the transport raft 802 using the sliding method over the quay surface. After placing the float assembly (60) on the transport raft (802), perform sea fastening to prevent displacement of the float assembly on the raft deck during ocean transportation; b) with the aid of a tug (803), Figure 7, transport the raft (802) and the float assembly (60) to the riser installation location (100); c) near a semi-submersible platform (804) intended to lower the riser (50), Figure 8, connect the float assembly (60): i) with the aid of a cable (805) to a semi platform -submersible (804) and (ii) with the aid of a cable (806) to the tug (803); d) Controlling partial submersion of one end of the transport raft (802) and sliding the float assembly (60) over its deck, the cable (806) being pulled by the tug (803) to assist in the sliding of the assembly. of buoys (60), Figure 9; e) detach and remove the transport raft (802) from the location, after which the free float set (60) will be connected to the semi-submersible installation platform (804) by a cable (805) and the tug ( 803) by another cable (806), Figure 10; f) conducting the keel hauling process of the float assembly (60) under the semi-submersible platform (804) by proper handling of the cables (805) and (806) and an auxiliary cable (807). ) connected to the tug (803), which controls a well (808) connected to the lower end of the float assembly (60), so that at the end of said process the float assembly (60) will be supported by the platform tower (804). ) through cable (805), Figure 11; g) bring the upper end of the float assembly (60) to the semi-submersible platform moon pool region (804) and then transfer the weight of the float assembly (60) to wire rope (809) of the platform drilling system (804), Figure 12; h) After disconnecting the cable (805), connect and lower the joints (810), the riser assembly (50), into the float assembly (60) until the required riser length (50) is reached. Attach the upper end of the riser (50) to the upper end of the float assembly (60), Figures 13A and 13B; (i) lower the float assembly (60) to operating depth by a semi-submersible platform service pipe (811) (804) and then connect (812) the lower end of the riser (50) to the well (10) in the seabed, Figure 14; j) inject air into the chambers of the float set (60), expelling the water from them with the aid of a remotely operated underwater vehicle (813) (ROV) to effect positive float in the float set (60), its value being determined to give riser stability (50); k) Disconnect the piping (811) used to lower the top of the float assembly (60) and remove the semi-submersible platform (804) from the location; l) With the aid of a flexible line launch vessel (831), install the production flexible jumper (90) and the Subsea Intervention Terminal (700), which will be coupled to the top of the float set (60), with the Terminal (700) being supported during descent by a cable (833) from the launching vessel (831) and connected to the flexible production jumper (90) interconnecting to the Floating Production Unit (UFP); a remotely operated submarine vehicle (834) is used to aid operation, Figure 15; m) steer the flexible line launch vessel (831) to the Production Floating Unit (UFP) while unrolling the production flexible jumper storage coil (B) (90), Figure 16; n) transfer the end of the production flexible jumper (90) to the Floating Production Unit (UFP) using the auxiliary cables (841) and (842) for the pull-in operation, Figures 17 and 18; o) testing the riser system (100); and p) operating the riser system (100).
Uma segunda modalidade do método de instalação do sistema de riser {100) conforme a invenção envolve bóias individuais.A second embodiment of the method of installing the riser system 100 according to the invention involves individual buoys.
De acordo com essa segunda modalidade, ilustrada nas Figuras 19 a 21, o método de instalação do sistema de riser (100) da invenção compreende as seguintes etapas: a) montar a ANM (20), o preventor (30) e a ferramenta de conexão (40) sobre um dispositivo (901) de suporte temporário localizado na região do moonpool (902) da plataforma de instalação (804). Conectar o riser (50), constituído das juntas (810) de riser, à ferramenta de conexão (40), Figura 19A e detalhe da junta (810) na Figura 19B; b) conectar e descer as juntas (810), cujo conjunto forma o riser (50), até que o comprimento requerido para instalação da primeira bóia (60) seja atingido; movimentar a dita bóia na região do moonpool (902) da plataforma de instalação (804) de maneira que a junta (810) de riser seja encaixada no centro da dita bóia com auxílio da abertura (903), para que seja efetuada a fixação da bóia (60) à junta (810) de riser, Figura 20A e detalhes nas Figuras 20B e 20C; c) conectar novas juntas (810) de riser e repetir esta operação para as demais bóias (60); d) descer o conjunto de bóias (60) até a profundidade de operação por uma tubulação (811) de serviço da plataforma semi-submersível (804), e então fazer a conexão da extremidade inferior do riser (50) à cabeça de poço (10) no fundo do mar, Figura 21; e) injetar ar no conjunto de bóias (60), expulsando a água das mesmas com auxílio de um veículo submarino (813) de operação remota (ROV) para realizar flutuação positiva do conjunto de bóias (60), sendo seu valor determinado para dar estabilidade ao riser (50), Figura 21; f) desconectar a tubulação (811) utilizada na descida, do conjunto de bóias (60) e retirar a plataforma semi-submersível (804) da locação; g) com auxílio de uma embarcação de lançamento (831) de linhas flexíveis, instalar o jumper flexível de produção (90) e o Terminal de Intervenção Submarina (700), que será acoplado ao conjunto de bóias (60), com o Terminal (700) sendo suportado durante a descida por um cabo (833) da embarcação de lançamento (831) e conectado ao jumper flexível de produção (90) de interligação à Unidade Flutuante de Produção (UFP); um veículo submarino de operação remota (834) é utilizado para auxílio à operação, Figura 15; h) dirigir a embarcação de lançamento (831) de linhas flexíveis para a Unidade Flutuante de Produção (UFP) enquanto desenrola a bobina de armazenamento (B) do jumper flexível (90) de produção, Figura 16; i) transferir a extremidade do jumper flexível (90) de produção para a Unidade Flutuante de Produção (UFP) utilizando os cabos auxiliares (841) e (842) para a operação de interligação (pull-in), Figuras 17 e 18; j) testar o sistema de riser (100); e k) operar o sistema de riser (100).According to this second embodiment, illustrated in Figures 19 to 21, the method of installing the riser system (100) of the invention comprises the following steps: a) mounting the ANM (20), the preventer (30) and the tooling connection (40) over a temporary support device (901) located in the moonpool region (902) of the installation platform (804). Connect the riser (50) consisting of the riser joints (810) to the connection tool (40), Figure 19A and detail of the joint (810) in Figure 19B; b) connect and lower the gaskets (810), whose assembly forms the riser (50), until the required length for installation of the first float (60) is reached; moving said float in the moonpool region (902) of the installation platform (804) so that the riser gasket (810) is fitted into the center of said float with the aid of opening (903), so that the fixing of the float float (60) to riser joint (810), Figure 20A and details in Figures 20B and 20C; c) connect new riser joints (810) and repeat this operation for the other buoys (60); d) lower the float assembly (60) to operating depth by a semi-submersible platform service pipe (811), then connect the lower end of the riser (50) to the wellhead ( 10) at the bottom of the sea, Figure 21; e) Inject air into the float assembly (60), expelling the water from them with the aid of a remotely operated submarine vehicle (813) to perform positive floatation of the float assembly (60), its value being determined to give riser stability (50), Figure 21; f) disconnecting the piping (811) used for descent from the float assembly (60) and removing the semi-submersible platform (804) from the location; g) with the aid of a flexible line launch vessel (831), install the production flexible jumper (90) and the Subsea Intervention Terminal (700), which will be coupled to the float set (60), with the Terminal ( 700) being supported during descent by a cable (833) from the launching vessel (831) and connected to the flexible production jumper (90) interconnecting to the Floating Production Unit (UFP); a remotely operated submarine vehicle (834) is used to aid operation, Figure 15; h) steer the flexible line launch vessel (831) to the Production Floating Unit (UFP) while unrolling the production flexible jumper (90) storage coil, Figure 16; i) transfer the end of the production flexible jumper (90) to the Floating Production Unit (UFP) using the auxiliary cables (841) and (842) for the pull-in operation, Figures 17 and 18; j) testing the riser system (100); and k) operating the riser system (100).
Em ambas as modalidades do método de instalação do sistema de riser (100) da invenção, o teste do sistema é um teste de Sistema de Produção Antecipada (SAP).In both embodiments of the riser system (100) installation method of the invention, the system test is an Early Production System (SAP) test.
Alternativamente, o teste é um Teste de Longa Duração (TLD).Alternatively, the test is a Long Term Test (TLD).
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