MX2011000946A - Instalacion de conducto de elevacion flexible para transporte de hidrocarburos, utilizada a gran profundidad. - Google Patents

Abstract

La presente invención se refiere a una instalación de una columna de elevación realizada con un conducto flexible (10) del tipo no unido, el conducto (10) está colocado verticalmente entre por una parte con una conexión mecánica (7´) en la parte superior sobre la instalación de la superficie (3) y por otra parte con una conexión mecánica (6´, 6´´, 6´´´) en la parte inferior con el fondo marino (5), las conexiones para los fluidos están provistas en la parte superior y en el fondo para conectar la columna de elevación por una parte con los equipos de la superficie y por otra parte con los equipos del fondo (2); el fondo de la columna está al menos a 1000 m de profundidad en donde la misma sufre un efecto del fondo inverso máximo calculado F y los medios tensores (8) imponen en el fondo de la columna de elevación una tensión de reacción T superior al menos a 50 %, aún 100 % del efecto del fondo inverso máximo calculable F desarrollado en el fondo de la columna.

Description

INSTALACION DE CONDUCTO DE ELEVACION FLEXIBLE PARA TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS, UTILIZADA A GRAN PROFUNDIDAD Campo de la Invención La presente invención se refiere a una instalación de conducto de elevación flexible para el transporte de hidrocarburos o de otros fluidos bajo alta presión, y a un procedimiento de realización de tal instalación.

Antecedentes de la Invención Los conductos flexibles para el transporte de hidrocarburos, como lo opuesto a los conductos rígidos, ya son bien conocidos, y llevan generalmente desde el interior hacia el exterior del conducto, una carcasa metálica, para soportar los esfuerzos radiales de aplastamiento, recubierta de un forro de hermeticidad interna de polímero, una bóveda presurizada para resistir la presión interna del hidrocarburo, capas de la armadura de tracción para soportar los esfuerzos de tensión axial y un forro externo de polímero para proteger el ensamblaje del conducto y especialmente para impedir que el agua de mar penetre en su espesor. La carcasa metálica y la bóveda presurizada (en inglés "presure vault") están constituidos de elementos longitudinales enrollados a corta distancia, y los mismos confieren al conducto su resistencia a los esfuerzos radiales mientras que las capas de la armadura de tracción (en inglés "tensile armour REF.217172 layers") están constituidas de hilos generalmente metálicos enrollados a larga, distancia de manera que corrijan los esfuerzos axiales. Se va a señalar que en la presente solicitud, la notación de enrollamiento a corta distancia designa cualquier enrollamiento helicoidal según un ángulo de la hélice próximo a 90°, típicamente comprendido entre 75° y 90°. La notación del enrollamiento a larga distancia cubre por sí mismo los ángulos de la hélice inferiores a 55°, comprendidos típicamente entre 25° y 55° para las capas de la armadura de tracción.

Estos conductos están destinados al transporte de los hidrocarburos especialmente en los fondos marinos y por esto, a grandes profundidades. De manera más precisa, los mismos son llamados del tipo no unido (en inglés "unbounded" ) y son descritos así en los documentos normativos publicados por el American Petroleum Institute (API por sus siglas en inglés), API 17J y API RP 17B.

Cuando un conducto, no unido, cualquiera que sea su estructura, es sometido a una presión externa que es más elevada que la presión interna, se produce en la pared del conducto esfuerzos de compresión orientados paralelamente al eje del conducto y que tienden a recorrer la longitud del conducto. Este fenómeno tiene el nombre de efecto de fondo inverso ("reverse end cap effect" en inglés) . La intensidad de los esfuerzos de compresión axial es sensiblemente proporcional a la diferencia entre la presión externa y la presión interna. Esta intensidad puede lograr un nivel muy elevado en el caso de un conducto flexible no unido, sumergido a gran profundidad, debido a que la presión interna puede ser, en ciertas condiciones, muy inferior a la presión hidrostática .

En el caso de un conducto flexible de la estructura clásica, por ejemplo conforme a los documentos normativos del API, el efecto del fondo inverso tiene la tendencia a inducir un esfuerzo longitudinal de la compresión en los hilos que constituyen las capas de la armadura de tracción, y en acortar la longitud del conductor flexible. Además, el conducto flexible es sometido igualmente a requerimientos dinámicos de flexión especialmente en el momento de la instalación o del servicio en el caso de un conducto de elevación ("raiser" en lengua inglesa), es decir de un conducto que forma la línea entre la instalación de la superficie al nivel del mar o en sus proximidades, y una instalación en el fondo del mar. El conjunto de estas restricciones puede hacer pandear los hilos de las capas de la armadura de tracción y desorganizar de manera irreversible las capas de la armadura de tracción, provocando así la rotura del conducto flexible.

Se buscan así mejoras estructurales de los conductos flexibles para aumentar la resistencia de las capas de la armadura en la compresión axial .

Así, el documento WO 03/083343 describe tal solución que consiste en enrollar alrededor de las capas de la armadura de tracción, cintas reforzados por ejemplo de fibras de aramida. De esta manera se limita y se controla la expansión de las capas de la armadura de tracción. Sin embargo, aunque esta solución permite resolver los problemas relacionados con el pandeo radial de los hilos que constituyen las capas de la armadura de tracción, solamente permite limitar el riesgo de pandeo lateral de los hilos que perdura .

El documento WO 2006/042939 describe una solución que consiste en utilizar hilos que presentan una relación grande de la anchura sobre el espesor y en reducir el número total de hilos que constituyen cada capa de la armadura de tracción. Sin embargo, aunque esta solución reduce el riesgo de pandeo lateral de las capas de la armadura de tracción, no las suprime totalmente.

La solicitud FR 2 904 993 a nombre de la solicitante, da a conocer una solución consistente en agregar en el interior de la estructura del conducto flexible una capa tubular de bloqueo axial. Esta capa es conocida porque soporta los esfuerzos de compresión axial y porque limita el acortamiento del conducto, lo que permite evitar el daño a las capas de la armadura de tracción.

Estas soluciones son eficaces pero presentan cierto número de desventajas, especialmente financieras, que conducen a desear soluciones alternativas, al menos en casos específicos, y especialmente en particular de los conductos de elevación.

Ya se conocen diferentes configuraciones de conductos de elevación flexibles. Las configuraciones más comunes están representadas en la figura 4 del documento normativo "API RP 17B; Recomemended Practice for Flexible Pipes; Third Edition; March 2002". Los mismos son conocidos por el experto en el arte bajo los nombres "de suspensión libre", "de escalón con forma de S" , "con forma S desplegable" , "de escalón ondulado" y "ondulada desplegable" . Otra configuración, conocida con el nombre de "Pliant Wave®" se describe en la patente US 4 609 137.

En las configuraciones "de escalón con forma de S" , "con forma S desplegable" , "de escalón ondulado" y "ondulada desplegable" y "Pliant Wave®", el conducto de elevación flexible está soportado, a una profundidad intermedia entre el fondo y la superficie, por uno o varios órganos de flotabilidad positiva, del tipo de arco o boya submarina. Esto confiere al conducto de elevación flexible una geometría en forma de S o de ola, lo que permite soportar los movimientos verticales de la instalación de la superficie sin generar curvaturas excesivas del conducto, particularmente en la zona situada en la proximidad del fondo marino, las curvaturas excesivas son susceptibles por otra parte a dañar el conducto. Estas configuraciones están reservadas generalmente a las aplicaciones dinámicas a una profundidad inferior a 500 m.

En la configuración "Free Hanging" , el conducto de elevación flexible está colocado en catenaria entre el fondo marino y la instalación de la superficie. Esta configuración presenta la ventaja de la simplicidad, pero el inconveniente de estar mal adaptada a las aplicaciones dinámicas a una profundidad reducida, en razón de las variaciones de las curvaturas excesivas que pueden ser generadas en la proximidad del fondo marino. Sin embargo, esta configuración utilizada comúnmente para las aplicaciones a gran profundidad, es decir a más de 1000 m, aún de 1500 m. En efecto, en estas condiciones, la amplitud relativa de los movimientos del soporte flotante, y muy particularmente los movimientos verticales relacionados con la marejada, permanecen muy inferiores a la longitud de la catenaria, lo que imita la amplitud de las variaciones de la curvatura en la proximidad del fondo marino y permite controlar los riesgos de fatiga del conducto. Sin embargo, para garantizar la resistencia del conducto flexible al efecto del fondo inverso, que a estas grandes profundidades puede lograr un nivel muy elevado, la estructura del conducto debe ser diseñada según las técnicas conocidas precitadas, lo que conduce a soluciones complejas y costosas.

Ya se conocen también las columnas de elevación híbridas que utilizan a la vez conductos rígidos y conductos flexibles. Así, los documentos FR 2 507 672, FR 2 809 136, FR 2 876 142, GB 2 346 188, WO 00/49267, WO 02/053869, WO 02/063128, WO 02/066786 y WO 02/103153 que divulgan una columna de elevación del tipo de torre híbrida conocida por el experto en el arte bajo el nombre de "Hybrid Riser Tower" . Uno o varios conductos rígidos que remontan la longitud de una torre sensiblemente vertical desde el fondo marino hasta una profundidad próxima a la superficie, la profundidad a partir de la cual uno o varios conductos flexibles aseguran la conexión entre la punta de la torre y el soporte flotante. La torre está provista de medios de flotabilidad para permanecer en su posición vertical. Estas torres híbridas son utilizadas principalmente para aplicaciones a gran profundidad. Las mismas presentan el inconveniente de ser difíciles de instalar. En particular la instalación en el mar de tramos rígidos necesita generalmente medios de elevación muy poderosos .

Ya se conocen así las columnas de elevación rígidas en catenaria, llamadas "SCR" ("Steel Catenary Riser", que es una columna de elevación de acero en catenaria) . Estas columnas formadas de tubos metálicos son muy simples y generalmente menos costosas que las columnas flexibles. Sin embargo las mismas no soportan tan bien los requerimientos dinámicos y están reservadas en la práctica a los soportes flotantes muy estables tales como aquellos conocidos en la materia bajo los nombres de SPAR (cotéjese especialmente US 6648074 y US 7377225), los TLP ("Tensión Leg Platform") o las plataformas semi-sumergibles con fuerte corriente de agua ("Deep Draft Semi Submersible Platform") como los EDP ("Extendable Draft Plattform" , cotéjese US 6024040 y US 6718901) . Estas plataformas de perforación y de producción debido a su estabilidad, permiten llevar en la superficie los colectores (solución llamada "dry tree") . En el caso de los soportes flotantes del tipo naviero (FPSO "Floating Production Storage and Offloading") o la plataforma semi-sumergible estándar, los movimientos inducidos por la marejada y las olas son muy importantes y se prefiere generalmente en este caso colocar los colectores sobre el fondo marino (solución llamada "wet tree") y utilizar una columna de elevación que lleva al menos un tramo del conducto flexible en una de las zonas que son requeridas con flexiones dinámicas. Los conductos de elevación' que responden a estos criterios son típicamente los conductos de elevación clásicos 100% flexibles (en catenaria, "con forma S desplegable" , "ondulada desplegable" , "de escalón con forma de S" , "de escalón ondulado" y "Pliant Wave®" ) pero también los "Tower Risers" (conductos flexibles que conectan la parte alta de la torre rígida al FPSO) y los conductos híbridos en tres partes flexible-rígida-flexible, como por aquellas descritas en EP 1078144.

Pero hasta ahora, no se conoce una instalación de un conducto de elevación realizado de un conducto flexible no unido, colocado verticalmente entre una instalación de la superficie y un fondo marino y que puede resistir eficazmente un efecto del fondo inverso en las utilizaciones en mares profundos (es decir típicamente a más de 1000 m, aún de 1500 o 2000 m) , sin tener que recurrir a modificaciones estructurales costosas del conducto. A estas grandes profundidades, el efecto del fondo se manifiesta con una amplitud muy grande en razón de la importancia de la presión hidrostática . Cuando en una instalación de transporte de hidrocarburos, especialmente bajo la forma gaseosa, la producción es detenida, por ejemplo por el cierre de una válvula, la presión interior en el conducto puede caer en la diferencia entre la presión hidrostática exterior elevada y la presión interna reducida o nula puede llegar a ser considerable. Estas son las condiciones que engendran el efecto del fondo inverso. Si se va a utilizar un conducto flexible en una instalación de una columna de elevación clásica, se está obligado así a adaptar la estructura del conducto para que pueda resistir en la base de la columna el efecto del fondo inverso, lo que obliga a diseñar las capas de refuerzo del conducto en consecuencia, la base de la columna es la parte dimensionante , lo que conduce a un sobrediraensionamiento del resto del producto y así a un sobrecosto.

Breve Descripción de la Invención La invención tiene por objeto proponer una instalación de conducto de elevación flexible no unido, resistente eficazmente al efecto del fondo inverso a pesar de la gran profundidad pero que no exige modificaciones estructurales penalizantes. La invención también tiene por objeto proponer un procedimiento de instalación en el mar de este conducto.

La invención logra su objeto gracias a una instalación de columna de elevación realizada con un conducto flexible del tipo no unido, el conducto comprende desde el interior hasta el exterior al menos un forro de hermeticidad interna y al menos dos capas de hilos de la armadura de tracción enrollados a larga distancia, el conducto está colocado por una parte entre una conexión mecánica en la parte superior sobre una instalación de la superficie y por otra parte con una conexión mecánica de cuerpo completo con el fondo marino, las conexiones para los fluidos están provistas en la parte superior y en el fondo para conectar la columna de elevación por una parte con los equipos de la superficie y por otra parte con los equipos del fondo, caracterizado porque el conducto flexible está colocado con el fondo de la columna al menos a 1000 m de profundidad en donde la misma sufre un efecto del fondo inverso máximo calculable F y porque está provisto de medios tensores adaptados para ocasionar en el fondo de la columna de elevación una tensión de reacción T superior al menos al 50 % del efecto del fondo inverso máximo calculable F desarrollado en el fondo de la columna.

Se entiende por forro de hermeticidad interna la primera capa, partiendo desde el interior del conducto, cuya función es asegurar la hermeticidad frente al fluido que circula en el conducto. En general, el forro de hermeticidad interna es un tubo de polímero extruido. Sin embargo, la presente invención se aplica también en el caso en donde el forro de hermeticidad interna está constituido de un tubo metálico flexible y hermético, del tipo de aquel divulgado en el documento WO 98/25063.

En la presente solicitud, el efecto del fondo inverso está dado por la fórmula F = (Pext x Sext) - (Pint x Sint) .

Pext es la presión hidrostática que permanece en el exterior del conducto, en la zona situada en proximidad con el fondo marino. Pint es la presión mínima que permanece en el interior del conducto, en la zona situada en la proximidad del fondo marino. Esta es la presión interna más reducida enfrentada por el conducto, durante toda su duración de servicio, en la zona situada en proximidad con el fondo marino. Esta presión mínima es evaluada generalmente en la fase de concepción del conducto, porque la misma acondiciona el diseño del conducto. Sint es la sección transversal interna del forro de hermeticidad interna sobre el cual se aplica directamente la presión interna. Sext es la sección transversal externa del forro de hermeticidad sobre el cual se aplica directamente la presión externa.

En el caso de un conducto flexible que no lleva más que un solo forro de hermeticidad, es decir el forro de hermeticidad interna, Sext es igual a la sección transversal externa de este forro. En efecto, la presión hidrostática se aplica en este caso directamente sobre la cara externa del forro de hermeticidad interna. Los conductos flexibles conforme a esta característica son descritos especialmente en los documentos WO 02/31394 y WO2005/04030. Tales conductos pueden llevar un forro polimérico externo no hermético, el cual, debido a su falta de hermeticidad, no intervienen en el cálculo de F.

En general, el conducto flexible lleva al menos dos forros herméticos, es decir por una parte un forro de hermeticidad interna sobre la cara interna del cual se aplica directamente la presión interna, y por otra parte un forro hermético alrededor del forro de hermeticidad interna y sobre la cara externa del cual se aplica directamente la presión externa .

Frecuentemente, este otro forro hermético sometido directamente a la presión hidrostática es la capa más externa del conducto flexible, y el mismo está designado entonces bajo el nombre de forro de hermeticidad externo. En este caso, Sext es igual a la sección transversal externa de este forro de hermeticidad externo.

Sin embargo, existen también conductos flexibles, especialmente aquellos de pasaje liso ("smooth bore" en inglés"), en los cuales este otro forro hermético directamente sometido a la presión hidrostática es un forro intermedio de hermeticidad situado generalmente entre la bóveda presurizada y la capa interna de los hilos de las armaduras de tracción. En este caso, Sext es igual a la sección transversal externa de este forro intermedio de hermeticidad sometido directamente a la presión hidrostática.

En calidad de ejemplo, si se considera un conducto flexible de paso no liso ("rough bore" en inglés) compuesto, partiendo desde el interior hacia el exterior, de una carcasa metálica, un forro polimérico de hermeticidad interna de diámetro interior Dint, una bóveda presurizada, un par de capas de armadura de tracción y un forro polimérico de hermeticidad externa de diámetro exterior Dext, el efecto del fondo inverso máximo calculable F está dado por la fórmula: F = (Pext x TT D2ext/4) - (Pint x TT D2int/4) .

Gracias a una tensión T en el fondo de la columna ampliamente superior a lo que lo justificaría el simple soporte de la columna de elevación flexible, se compensa al menos en parte el efecto del fondo inverso y se evita hacer trabajar en exceso las capas de la armadura de tracción en la compresión, lo que permite simplificar la estructura del conducto y así reducir su costo. Además, también es posible aumentar las profundidades del agua accesibles sin tener necesidad de recurrir a modificaciones mayores de las técnicas conocidas de concepción y de fabricación de los conductos flexibles. La invención permite así evitar el empleo de una capa tubular de bloqueo axial del tipo de aquella descrita en la solicitud FR 2 904 993. La misma también permite suprimir o reducir el espesor de la o de las capas anti-expansión, capas descritas en particular en el documento WO 03/083343, y así la función es limitar la expansión de las capas de la armadura de tracción cuando estas últimas son sometidas a un esfuerzo de compresión. Estas capas anti-expansión están constituidas generalmente de bandas reforzadas de Kevlar® enrolladas alrededor de las capas de la armadura de tracción. Debido al costo elevado del Kevlar®, la reducción o la supresión de estas bandas permite una economía importante. Otra ventaja de la invención es reducir los riesgos de pandeo lateral de las armaduras de tracción, y así aumentar la profundidad a la cual los conductos flexibles pueden ser utilizados en calidad de columna de elevación. Esto permite también evitar el empleo de hilos de armadura de tracción que presentan una fuerte relación de anchura sobre el espesor, lo que facilita la fabricación de los conductos.

La presente invención se aplica ventajosamente a cualquier conducto flexible del tipo no unido, debido a que la misma comprende al menos un forro de hermeticidad interna y un par de hilos de la armadura de tracción.

Ventajosamente, los medios tensores están adaptados para ejercer sobre la columna de elevación una tensión T superior al menos al 75 % del efecto del fondo inverso máximo F desarrollado en el fondo de la columna, y de manera aún más ventajosa la boya es dimensionada para ejercer sobre la columna de elevación una tensión T superior al menos al 100 % del efecto del fondo inverso máximo F desarrollado en el fondo de la columna. En este último caso, se aseguró que las armaduras de tracción no serán jamás puestas en compresión por el efecto del fondo inverso y entonces es particularmente ventajoso elegir realizar el conducto flexible con los hilos de la armadura de tracción de un material compuesto, a base de fibras de carbono, por ejemplo, o de fibras de vidrio, o más generalmente de cualquier otro material compuesto. Tales capas de la armadura de tracción ofrecen la ventaja de la ligereza pero resisten mal la compresión. La invención permite utilizar una columna de elevación, mediante estas precauciones de tensión elevada impuestas por los tensores conforme a la invención.

Los medios tensores de la invención pueden ser integrados a la instalación de la superficie y/o estar situados en el fondo de la columna de elevación.

Cuando los mismos son integrados en la instalación de la superficie, pueden comprender tensores con gatos, especialmente un gato hidráulico. Los mismos también pueden comprender un flotador fijado a una contera superior del conducto y que se desliza en una guía hacia el interior de la instalación de la superficie.

Cuando están provistos en el fondo de la columna, los mismos comprenden ventajosamente una masa conectada a la parte interior del conducto, por ejemplo por medio del cable de suspensión de la masa o de mordazas de fijación del lastre. La masa puede ser repartida sobre una cierta longitud de la extremidad del conducto o puede estar localizada en un punto, por ejemplo al nivel de la contera inferior. Se puede tratar de una masa que se desliza en un pozo provisto en el fondo marino .

Naturalmente, se pueden combinar los elementos tensores en el fondo y los elementos en la parte superior de la columna.

La columna de la invención está colocada ventajosamente de manera vertical pero también puede estar suspendida en catenaria y puede ser extendido con la ayuda de las masas colocadas en la parte baja del conducto.

Una instalación conforme a la invención presenta ventajosamente una de las características siguientes: El forro de hermeticidad interna del conducto flexible vertical es polimérico.

- El conducto flexible vertical comprende un forro polimérico externo de hermeticidad alrededor de las capas de los hilos de la armadura de tracción.

- La presión hidrostática se aplica directamente sobre la cara externa del forro de hermeticidad interna, aún sobre la cara externa de un forro intermedio o de un forro externo.

- El conducto flexible vertical comprende, entre el forro de hermeticidad interna y las capas de los hilos de la armadura de tracción, una bóveda presurizada interna realizada con un enrollamiento helicoidal a corta distancia de hilo, destinada a resistir la presión interna del fluido transportado .

- Las capas de los hilos de la armadura de tracción del conducto flexible vertical comprenden capas de hilos de un material compuesto a base de fibras de carbono o fibras de vidrio .

- La conexión mecánica en el fondo lleva al menos un cable de anclaje que conecta la parte de abajo del conducto flexible vertical con un punto de anclaje fijo sobre el fondo marino. Este cable de anclaje puede ser reemplazado por un medio de conexión equivalente, que presenta a la vez una gran resistencia mecánica en la tensión y una buena elasticidad en la flexión, como por ejemplo una cadena o un dispositivo mecánico articulado.

- La conexión para el fluido en el fondo tiene un conducto flexible de conexión en el fondo, que conecta la parte baja de la columna de elevación a un conducto de producción, por la intermediación de conteras y accesorios apropiados .

- La conexión para el fluido en el fondo se hace por una contera inferior de conexión fijada en el fondo del conducto flexible vertical, y al menos un cable de anclaje mencionado aquí posteriormente es solidarizado con su extremidad superior a la contera inferior de conexión.

- El conducto flexible de conexión en el fondo es de una flotabilidad repartida.

- La conexión para el fluido en la parte superior lleva generalmente un conducto flexible de conexión en la parte superior que conecta la parte alta de la columna de elevación a los elementos de la superficie, por la intermediación de las conteras y de los accesorios apropiados .

- La instalación de la superficie es especialmente del tipo de plataforma, semi-sumergible, SPAR, FPSO .

La invención se refiere igualmente al procedimiento de colocación de la instalación conforme a la invención.

La invención se refiere así a un procedimiento de colocación de una instalación de una columna de elevación realizada con un conducto flexible del tipo no unido, el conducto comprende desde el interior hacia el exterior al menos un forro de hermeticidad interna y al menos dos capas de hilos de la armadura de tracción enrollados a larga distancia, el conducto que debe ser colocado entre por una parte una conexión mecánica en la parte superior sobre una instalación de la superficie y por otra parte con una conexión mecánica en la base con el fondo marino, las conexiones del fluido deben ser provistas en la parte superior y en el fondo para conectar la columna de elevación por una parte con los equipos de la superficie y por otra parte con los equipos del fondo, el procedimiento está caracterizado porque se coloca en el fondo de la columna al menos a 1000 m de la profundidad en donde sufre un efecto del fondo inverso máximo calculable F y porque evita que los medios tensores puedan ocasionar en el fondo de la columna de elevación una tensión de reacción T superior al menos a 50 % del efecto del fondo inverso máximo calculable F desarrollado en el fondo de la columna.

Ventajosamente, se llena el conducto flexible de agua durante la colocación.

Breve Descripción de las Figuras Otras particularidades y ventajas de la invención surgirán con la lectura de la descripción que se da posteriormente, dada en calidad indicativa pero no limitativa, con referencia a las figuras anexas en las cuales: la figura 1 es una vista esquemática parcial en perspectiva de un conducto flexible utilizable según la invención; la figura 2 es una vista esquemática en elevación de una instalación del conducto de elevación conforme a la invención; la figura 3 es una vista más detallada de una primer modalidad de los medios tensores, en la parte superior del conducto; la figura 4 es una vista más detallada de una segunda modalidad de los medios tensores, en la parte superior del conducto; la figura 5 es una vista más detallada de una tercera modalidad de los medios tensores, en el fondo del conducto de elevación; la figura 6 es una vista esquemática en elevación de un conducto flexible suspendido en catenaria y extendido por la parte de abajo.

Descripción Detallada de la Invención La figura 1 ilustra un conducto flexible no unido 10 del tipo de pasaje no liso (en inglés "rough-bore" ) y que presenta aquí, desde el interior del conducto hacia el exterior una carcasa metálica interna 16, un forro de hermeticidad interna 18 de un material de plástico, una bóveda presurizada engrapada 20, dos capas cruzadas de la armadura de tracción 22, 24, una capa anti -expansión 25 realizada por el enrollado de las bandas de alta resistencia mecánica, como por ejemplo bandas tejidas de fibra de Kevlar®, y un forro externo de hermeticidad 26. El conducto flexible 10 se extiende así longitudinalmente según el eje 17. La carcasa interna metálica 16, la bóveda presurizada engrapada 20 y la capa anti -expansión 25 son realizadas gracias a los elementos longitudinales enrollados helicoidalmente a corta distancia, mientras que las capas cruzadas de la armadura 22, 24 están formadas de enrollamientos helicoidales a gran distancia de los hilos de la armadura.

En otro tipo de conducto, un orificio de pasaje liso (llamado "smooth-bore" en inglés) , la carcasa metálica 16 está suprimida y un forro intermedio de hermeticidad es agregado generalmente entre por una parte la bóveda presurizada 20 y por otra parte la parte interna de la armadura 22. Igualmente se puede señalar que ciertos conductos flexibles no llevan la bóveda presurizada sino que adquieren su resistencia a la presión por un enrollamiento de las armaduras particulares, bajo un ángulo favorable, por ej emplo a 55° .

La figura 2 representa esquemáticamente la columna de elevación 1 de la invención destinada para hacer que se eleve un fluido, en principio un hidrocarburo líquido o gaseoso, o bifásico, entre la instalación de producción 2 situada sobre el fondo marino 5 y una instalación de explotación 3 que flota en la superficie 4 del mar, por ejemplo del tipo de SPAR que comprende una plataforma propiamente llamada 3' con varias cubiertas, llevadas sobre un flotador 3''. La instalación de producción 2 representada sobre la figura 2 es un conducto, generalmente rígido, que reposa sobre el fondo marino y conocido por el experto en el arte bajo el nombre de línea de flujo ("flowline" en inglés) . Este conducto asegura la conexión por una parte entre el fondo de la columna de elevación 1, y por otra parte con la instalación submarina del tipo por ejemplo de un colector ("manifold" en inglés) o en la parte superior del pozo.

La columna de elevación se compone esencialmente de una porción de un conducto flexible vertical 10 extendido entre una conexión mecánica 6', 6'', 6''' de fijación al fondo marino 5 en la parte inferior de la columna y una conexión mecánica 7', 7'' de anclaje a los medios tensores 8 aquí en la parte superior de la columna (configuración llamada "topside" en inglés) representados esquemáticamente sobre la figura 2 y con mayor detalle sobre la figura 3. Los medios de anclaje 7', 7'' tienen por función transmitir a la parte superior del conducto flexible las fuerzas de tracción generadas por los medios tensores 8. Los medios de fijación mecánica 6', 6'', 6''' tienen por función anclar el fondo del conducto flexible 10 al fondo marino 5.

En una instalación típica contemplada por la solicitante, la profundidad P del mar es superior a 1000 m y puede llegar por ejemplo- a 3000 m. Los medios tensores 8 que ejercen en la parte superior de la columna sobre la misma una tensión TI dirigida hacia lo alto. Teniendo en cuenta el peso aparente del conducto bajo el agua, la fuerza de reacción T que se ejerce en el fondo de la columna al nivel de la fijación 6' tiene como intensidad la diferencia entre la tensión TI en la parte superior y el peso aparente relativo de la columna .

Según la presente invención, los medios tensores 8 están adaptados de tal manera que la tensión T resultante aplicada a la parte inferior del conducto de elevación flexible sea suficientemente importante para compensar al menos 50 %, ventajosamente 75 % y preferentemente 100 % del esfuerzo de compresión axial generado por el efecto del fondo inverso.

Según la invención, la tensión impuesta sobre la columna puede sobrepasar 70 000 daN, aún 100 000 daN o aún de 200 000 daN, lo que es un valor muy importante. Claro que la misma exige utilizar medios tensores que imponen un sobrecosto a la instalación, pero gracias a ellos, se obtiene una ganancia muy importante sobre la estructura del conducto flexible vertical 10, esta ventaja viene a compensar ampliamente el inconveniente relacionado con el sobrecosto de los medios tensores.

El siguiente ejemplo ilustra este punto. Si se considera un conducto flexible vertical 10 de transporte del gas de diámetro interior de 225 mm y de diámetro exterior 335 mm, y que se extiende entre el fondo marino situado a una profundidad P = 2000 m y la instalación de la superficie. Suponiendo por otra parte que en caso de que se detenga la producción, la presión en el interior del conducto logre caer a 1 bar, en la zona situada en la proximidad del fondo marino, esta presión interna es por otra parte la presión mínima prevista durante la duración de vida y de funcionamiento del conducto. La presión hidrostática en el fondo del conducto es sensiblemente igual a 2000 bar. En consecuencia, en este ejemplo: Pext = 200 bar = 2 daN/mm2 Pint = 1 bar = 0.01 daN/mm2 Dext = 335 mm Dint = 225 mm.

De tal suerte que el efecto del fondo inverso máximo es : F = (2 x p x 3352/4) - (0.01 x p x 2252/4) » 176 000 daN Si no aplica la invención, se podría así dimensionar el conducto para resistir un efecto del fondo inverso del orden de 180 000 daN para tener en cuenta los márgenes de seguridad. En la práctica, en este ejemplo, esto podría conducir a elegir una estructura que lleva dos capas de la armadura de tracción 22, 24 de acero de 4 mm de espesor cada uno, así como una capa anti-expansión 25 de Kevlar® de gran espesor. Los hilos de acero que constituyen las capas de la armadura de tracción podrían presentar además una relación elevada de anchura sobre el espesor, típicamente de 20 mm por 4 mm, para evitar el pandeo lateral de las capas de la armadura de tracción. El peso en el agua de tal conducto, cuando está lleno de gas, podría haber sido entonces del orden de 100 daN por metro lineal, lo que podría conducir a un peso de 200 000 daN.

En una primer modalidad de la invención, la tensión T en el fondo de la columna es igual a 50 % de F, es decir de unos 88 000 daN. El conducto flexible 10 debe ser dimensionado en este caso para resistir un esfuerzo de compresión axial del orden de 90 000 daN en lugar de los 180 000 daN precitados según el arte previo. Esta fuerte disminución de la compresión axial permite en este ejemplo elegir una estructura que lleva dos capas de la armadura de tracción 22, 24 de acero de 3 mm de espesor cada uno, y constituidas de hilos clásicos que presentan una fuerte relación de la anchura sobre el espesor. El espesor de la capa anti-expansión 25 de Kevlar® es en este caso de casi dos veces más reducida que aquella según el arte previo precitado. El peso en el agua de tal conducto, cuando está lleno de gas, es del orden de 90 daN por metro lineal, es decir sensiblemente inferior a aquel de un conducto según el arte previo precitado. El peso total en el agua del conducto 10 se aproxima así a 180 000 daN.

Según una segunda modalidad particularmente ventajoso de la invención, la tensión T en el fondo de la columna es igual a F, es decir de 176 000 daN.

En este caso, en la medida en donde el efecto del fondo inverso F es compensado totalmente y en donde se evite colocar las capas de la armadura de tracción 22, 24 en compresión, es posible y ventajoso elegir para las mismas hilos de material compuesto, preferentemente a base de fibras de carbono. Se podría hacer referencia por ejemplo al documento US 6 620 471 a nombre de la solicitante, que da a conocer cintas compuestas que llevan fibras compuestas enrolladas en una matriz termoplásica . Tales armaduras aportan una gran resistencia a la tracción y conducen a un conducto flexible más ligero que las armaduras metálicas. En compensación, como las mismas resisten mal la compresión, no se pueden emplear más que en las condiciones en donde el riesgo de la puesta en compresión está conjurado, siendo este el caso con la invención que permite mantener siempre las armaduras en tracción.

El empleo de armaduras de tracción en las fibras de carbono en lugar de la colocación de armaduras de acero permite no solamente aligerar el conducto, lo que facilita su mantenimiento y su instalación en el mar, sino también mejorar su resistencia a la corrosión y evitar los fenómenos de fragilización por el hidrógeno encontrados con los aceros de altas características mecánicas. Según otros modos de realización, se podrían utilizar armaduras de un material compuesto a base de fibras de vidrio. La ausencia de compresión axial permite también suprimir la capa antiexpansión 25 de Kevlar®, lo que permite una economía importante. El peso en el agua de tal conducto, cuando el mismo está lleno de gas, en este ejemplo es del orden de 60 daN por metro lineal, lo que representa una ganancia de peso del 40 % con respecto al arte previo precitado. El peso total en el agua del conducto 10 está próximo así a 120 000 daN.

Se describirá ahora con mayor detalle la realización de ciertos equipos de instalación conforme a la invención.

Se observa sobre la figura 2 los medios de conexión en el fondo que aseguran la continuidad de la salida del fluido transportado por una parte entre la instalación submarina de producción 2 y por otra parte, la parte inferior del conducto flexible vertical 10 al nivel de la contera 6'. Estos medios llevan un conducto 30 de conexión en el fondo, generalmente de longitud corta, en la práctica de menos de 100 m. Este conducto de conexión en el fondo debe ser dimensionado para resistir a la totalidad del efecto del fondo inverso. Este conducto de conexión en el fondo puede llevar uno o varios tramos de un conducto rígido o flexible éventualmente combinados entre ellos. El mismo también puede llevar un dispositivo mecánico del tipo de junta flexible, dispositivo cuya función es asegurar la continuidad del flujo autorizando los grados de libertad en la flexión semejantes a aquellos de un conducto flexible. Se pueden tener así otros tipos de conexiones verticales, por ejemplo una brida simple y limitar la curvatura para corregir las variaciones del ángulo .

Ventajosamente el conducto 30 de conexión en el fondo es un conducto flexible reforzado según las técnicas precitadas del arte previo, a fin de resistir el efecto del fondo inverso y de suprimir el riesgo de pandeo lateral de las capas de la armadura de tracción. La estructura de este conducto flexible 30 de conexión en el fondo es generalmente muy diferente de aquella del' conducto flexible vertical 10. Sobre la figura 2, el conducto flexible 30 es conectado en su extremidad inferior por una contera 32 a la contera 35 de un manguito rígido 34 que permite una conexión por la parte de arriba con un conectador vertical 33 colocado en la extremidad del conducto de producción ("flowline" en inglés) 2 y que coopera con una contera adaptada 36 del manguito 34. La extremidad superior del conducto flexible 30 lleva una contera 31 conectada a la contera inferior 6' del conducto flexible 10, el cual está fijado a un punto de anclaje 6''' por un cable o una cadena 6''. El punto de anclaje 6''' es solidario con el fondo marino 5. El mismo está dimensionado para resistir una tensión de desprendimiento superior a la tensión T ejercida por el fondo de la columna. El punto de anclaje 6''' es ventajosamente una ancla con succión ("succión pile" en inglés") o una pila de anclaje por gravedad.

La figura 3 muestra la extremidad vertical arriba del conducto flexible 10 provisto de una contera 7' que reposa sobre una anillo de retención 7'' llevado sobre los gatos hidráulicos 8' (que constituyen los medios tensores 8) montados verticalmente sobre una estructura 3' a de la plataforma 3' y que permite hacer variar la anchura h de la contera 7' con respecto a la estructura 3' a. La contera 7' puede ser conectada, a través de una válvula 41, a un codo rígido 40, conectado por sí mismo con un empalme 43 a una tubuladura 42 colocada sobre una estructura 3'b de la plataforma (se puede tratar de la misma estructura que 3'a o de otra estructura) . El empalme 43 es un empalme corto flexible (del tipo denominado "jumper" (en inglés) en la profesión) para acomodar las variaciones de la altura h.

La figura 4 representa con detalle una segunda modalidad de los modos tensores en la parte superior de la columna. La contera 7' del conducto flexible 10 reposa sobre un casquillo anular 7'' llevado por una boya anular 8 atravesada por el conducto flexible 10 y guiada hacia un pozo central 3' 'a del flotador 3' del SPAR 3. La boya 8 está sumergida, pero con la diferencia de las instalaciones que utilizan las boyas aisladas sumergidas a profundidades de 200 a 300 m bajo la superficie 4 del agua, a fin de evitar las corrientes marinas, se trata así de una boya guiada por la instalación de la superficie 3 y situada así a una distancia reducida de la misma pero sin embargo insensible a las corrientes marinas en la medida en donde la misma está protegida por el pozo central 3' 'a. Como en la modalidad precedente, la parte superior del conducto 10 está conectada a un conducto rígido 40 que atraviesa la estructura inferior 3' a de la plataforma y el conducto, por la intermediación de un empalme flexible 43 que corrige las variaciones de altura h, con respecto a una tubuladura 42 conectada al colector. La boya 8 está diseñada para corregir por una parte el peso del conducto sumergido y por otra parte para ejercer sobre el conducto 10 la tensión necesaria para anular en parte o totalmente el efecto del fondo inverso D sobre el fondo de la columna. La flotabilidad necesaria de la boya 8 para ejercer esta tensión permanece razonable en' la medida en donde la medida prevista por la invención permite disminuir el peso del conducto.

La figura 5 muestra otra modalidad en el cual se proveen medios tensores 8 en el fondo de la columna. La contera 6' en el fondo de la columna se vuelve solidaria por los cables de una masa 8 que se desliza verticalmente hacia un orificio 36 formado en el fondo marino 5 y el entubada. La formación del orificio 36 es facilitada si la plataforma 3 es una plataforma de perforación. La masa 8 impone una tracción permanente T en el fondo de la columna y por si misma, conforme a la invención, es elegida para corregir al menos la mitad del efecto del fondo inverso. Para acomodar las variaciones de la altura h de la masa, el primer empalme 30 es flexible y comprende eventualmente los flotadores 37.

La figura 6 muestra una variante de la invención en la cual el conducto de elevación flexible 10 no está extendido en la posición vertical sino en catenaria. El mismo se extiende entre la instalación de la superficie 3 al nivel 4 del mar y un empalme flexible 30 resistente a la compresión y conectado a la línea de flujo 2 del fondo marino 5. El casquillo inferior 6' del conducto, que está situado debajo del fondo marino 5, a una cierta, distancia, soporta una masa 8 que impone una fuerza T2 dirigida verticalmente hacia abajo sobre esta contera, que corresponde a una fuerza T llevada sobre la tangente con respecto al eje del conducto en su extremidad de un valor de T2/cosa, si Ot designa el ángulo formado por la base del conducto con la vertical. Según la invención se elije la masa 8 para que T corrija al menos 50 % del efecto del fondo inverso calculado que se puede aplicar sobre la extremidad inferior del conducto 10. La masa 8 puede ser dividida en varias masas. En lugar de estar suspendida, la misma puede ser enganchada por unas mordazas del lastre sobre el conducto, representado en 8' ' ' .

Por lo que se refiere a la colocación del conducto de la invención, es ventajoso colocar el conducto flexible lleno de agua, ya sea total, o parcialmente, de manera que se límite el efecto del fondo inverso durante la operación de la colocación, mientras que la tensión T no haya sido aplicada. En efecto, la columna de agua en el interior del conducto flexible genera una presión interna que se opone a la presión hidrostática externa, y reduce el efecto del fondo inverso. También es posible, ajustando el nivel del agua en el interior del conducto flexible, reducir y controlar de manera permanente las restricciones axiales de la compresión soportadas por el conducto flexible durante la operación de la colocación, de manera que se evite dañar el conducto. Una vez que la tensión T es aplicada, la columna de elevación puede ser vaciada por el bombeo del agua que haya servido en las fases previas de instalación, sin riesgo de dañar el conducto flexible vertical. No se saldrá del marco de la presente invención el reemplazo del agua por otro fluido, tal como por ejemplo como un hidrocarburo del tipo del gasóleo. Esta solución será adaptada particularmente a la colocación de conductos flexibles de transporte de gas, porque la presencia de agua o de humedad en el interior de éstos conductos es susceptible a provocar posteriormente la formación de tapones de hidratos.

Se hace constar que con relación a esta fecha el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (16)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones :

1. Una instalación de columna de elevación realizada con un conducto flexible del tipo no unido, el conducto comprende desde el interior hacia el exterior al menos un forro de hermeticidad interna y al menos dos capas de hilos de la armadura de tracción enrollados a gran distancia, el conducto está colocado por una parte entre una conexión mecánica en la parte superior sobre una instalación de la superficie y por otra parte con una conexión mecánica en la parte inferior con el fondo marino, las conexiones para los fluidos están provistas en la parte superior y en el fondo para conectar la columna de elevación por una parte con los equipos de la superficie y por otra parte con los equipos del fondo, caracterizada porque el conducto flexible está colocado con el fondo de la columna al menos a 1000 m de profundidad en donde la misma sufre un efecto del fondo inverso máximo calculable F y porque el mismo está provisto con medios tensores adaptados para ocasionar en el fondo de la columna de elevación una tensión de reacción T superior al menos al 50 % del efecto del fondo inverso máximo calculable F desarrollado en el fondo de la columna.

2. La instalación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque los medios tensores están adaptados para ejercer sobre la columna de elevación una tensión T superior al menos al 75 % del efecto del fondo inverso máximo F desarrollado en el fondo de la columna.

3. La instalación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque los medios tensores están adaptados para ejercer sobre la columna de elevación una tensión T superior al menos al 100 % del efecto del fondo inverso máximo F desarrollado en el fondo, de la columna.

4. La instalación de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, caracterizada porque los medios tensores están integrados en la instalación de la superficie.

5. La instalación de conformidad con la reivindicación 4, caracterizada porque los medios tensores comprenden medios tensores hidráulicos.

6. La instalación de conformidad con la reivindicación 4, ; caracterizada porque los medios tensores comprenden un flotador fijado a una contera superior del conducto y que se desliza en una guía hacia el interior de la instalación de la superficie.

7. La instalación de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, caracterizada porque los medios tensores están situados en el fondo de la columna de elevación .

8. La instalación de conformidad con la reivindicación 7, caracterizada porque los medios tensores comprenden una masa unida a la parte inferior del conducto.

9. La instalación de conformidad con la reivindicación 8, caracterizada porque la masa que se desliza en un orificio está provista en el fondo marino.

10. La instalación de conformidad con la reivindicación 8, caracterizada porque la masa está repartida sobre la extremidad del conducto.

11. La instalación de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10, caracterizada porque la columna de la invención está colocada verticalmente .

12. La instalación de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10, caracterizada porque la columna de la invención está suspendida en catenaria y se extiende con la ayuda de las masas colocadas en la base del conducto.

13. La instalación de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 12, caracterizada porque el conducto lleva armaduras de tracción realizadas de un material compuesto a base de fibras de carbono.

14. La instalación de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 12, caracterizada porque el conducto lleva armaduras de tracción realizadas de un material compuesto a base de fibras de vidrio.

15. Un procedimiento de colocación de una instalación de columna de elevación realizada con un conducto flexible del tipo no unido, el conducto comprende desde el interior hacia el exterior al menos un forro de hermeticidad interna y al menos dos capas de hilos de la armadura de tracción enrolladas a gran distancia, el conducto debe ser colocado por una parte entre una conexión mecánica en la parte superior sobre una instalación de la superficie y por otra parte con una conexión mecánica en la parte inferior con el fondo marino, las conexiones para los fluidos están previstas en la parte superior y en el fondo para conectar a la columna de elevación por una parte con los equipos de la superficie y por otra parte con los equipos del fondo, caracterizado porque se coloca el fondo de la columna al menos a 1000 m de profundidad en donde la misma sufre un efecto del fondo inverso máximo calculable F y porque se proveen medios tensores para ocasionar en el fondo de la columna de elevación una tensión de reacción T superior al menos a 50 % del efecto del fondo inverso máximo calculable F desarrollado en el fondo de la columna.

16. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque se llena el conducto flexible con agua durante la colocación.