Campo da Invenção

[001 ] A presente invenção se refere a um método e ferramenta (figura 1 ) para manutenção e descomissionamento de dutos em geral e umbilicais em campos de produção submarinos para indústria petrolífera. O método possibilita a instalação e uso de uma ferramenta de corte e estanqueidade em uma estrutura tipo abraçadeira bipartida para dutos e umbilicais submarinos a serem descomissionados e manutenidos de um modo rápido, operada através de um ROV (Veículo submarino operado remotamente) para profundidades acima de 300m de lâmina d ^' agua. A tecnologia proposta por meio de suas características simplificadas, elimina a necessidade de içamento e puxamento (reboque) via PLSV do trecho da linha a ser descomissionada ou substituída, ficando a linha em repouso no fundo oceano de maneira segmentada e estanque para formação de uma nova cadeia de corais, e não afetando, e principalmente preservando a cadeia de corais nativos existentes monitorados pelo IBAMA antes da instalação dos dutos existentes em operação.

Fundamentos da Invenção

[002] O descomissionamento é o processo que ocorre no final da vida útil das instalações de exploração e produção de petróleo e gás. Refere-se ao desmantelamento e, na maioria dos casos, na remoção dos equipamentos. Pode ser descrito como a melhor maneira de encerrar a operação de produção no final da vida produtiva de um campo petrolífero (RUIVO, 2001 ). É essencialmente multidisciplinar, pois, requer um método detalhado e ponderado com diversas áreas da engenharia (ambiental, financeira e segurança do trabalho), política e bem-estar social.

[003] Antigamente, o termo utilizado para denominar esse procedimento era abandono. Contudo, após vários congressos e debates internacionais sobre o tema, concluiu-se que seria melhor a atualização do termo, uma vez que, para alguns, o termo abandono sugere o descarte irresponsável de materiais.

[004] O Brasil possui, aproximadamente, 105 plataformas de produção offshore (FERREIRA, 2003). Todas estas estruturas são projetadas e construídas para se encaixarem perfeitamente em um campo designado para a produção de petróleo ou gás por, pelo menos, 20 a 30 anos. Durante esse período, as estruturas que ficam submersas tornam-se parte integrante do ecossistema submarino. As estruturas de aço-carbono tornam-se ponto de atração e proteção para as mais variadas espécies de peixes. Em simbiose com algas, corais e moluscos, suas barras de aço verticais, horizontais e oblíquas, rapidamente, estarão com uma vida marinha, graças não apenas à natureza, mas também, às legislações ambientais, cada vez mais severas (IBAMA).

[005] Um grande número de plataformas que, hoje, operam, estão próximas do final de suas vidas produtivas. Estima-se que existam, aproximadamente, 6.500 instalações ao redor do mundo a serem descomissionadas até o ano de 2025, o que indica uma intensa atividade de descomissionamento nos próximos anos.

[006] O interesse nas operações de descomissionamento decorre, pelo menos, de três razões principais:

• Amadurecimento dos campos produtores: este fato trouxe à cena os custos de remoção e disposição das várias estruturas necessárias ao desenvolvimento comercial de um campo, isto é, o que fazer com as instalações após terem sido removidas. Ainda que, frequentemente, situadas distantes de localidades povoadas, muitas destas instalações estão próximas ou em águas utilizadas para a navegação ou para outros fins por uma vasta gama de usuários. Isto tem assegurado elevada participação das partes não diretamente envolvidas no desenvolvimento e produção de campos de petróleo e gás;

• Importância do fator ambiental: reside no fato do descomissionamento dos campos offshore coincidirem com a crescente importância que a preocupação com os impactos ambientais vem tendo sobre as transações comerciais internacionais. Uma observação importante nesse sentido é a presença cada vez maior da questão ambiental no financiamento de projetos e empreendimentos; • Montante dos custos totais: o montante dos custos totais envolvidos no processo de descomissionamento de 6.500 plataformas de exploração offshore até o ano de 2025, seria de, aproximadamente, 40 bilhões de dólares. Desse total, segundo GRIFFIN JR. (1997), 15 bilhões de dólares (aproximadamente, 37,5%) seriam oriundos da região do Mar do Norte, apesar desta ser a responsável por apenas 5,8% do número total de instalações. Para efeito de comparação, a região do Golfo do México, responsável por 61 ,5% do número total de instalações, participaria apenas com 12,5% do custo total. Tal fato é devido ao tamanho e à complexidade das estruturas existentes na região do Mar do Norte e à severidade das condições climáticas, o que causa o considerável aumento no tempo necessário para a realização da operação de descomissionamento.

[007] Segundo a United Kingdom Offshore Operators Association (1995), o processo de descomissionamento de sistemas de produção offshore ocorre em quatro estágios distintos:

• Desenvolvimento, avaliação e seleção de opções, elaboração de um processo detalhado, incluindo considerações de engenharia e segurança;

• Encerramento da produção de óleo ou gás, tamponamento e abandono de poços;

• Remoção de toda ou partes da estrutura offshore (na maioria dos casos);

• Disposição ou reciclagem dos equipamentos removidos. As operadoras podem escolher entre as diferentes opções de remoção e de disposição para cada uma das instalações offshore. A melhor opção dependerá de vários fatores, tais como: configuração e tipo da estrutura, peso, tamanho, distância até a costa, consistência do solo marinho, condições climáticas e complexidade na execução das operações, etc. As questões ligadas ao descomissionamento são complexas, pois, além de estarem fortemente ligadas à capacidade industrial, há a necessidade de se considerar fatores ambientais e políticos no processo de descomissionamento.

[008] Descomissionamento de sistemas submarinos pode variar bastante, desde a produção através de um simples poço até um sistema composto por vários manifolds, templates, risers, árvores-de-natal molhada, cabos de ancoragem. Na prática, o que se observa é que em lâminas d’água rasas e medianas, a remoção completa desses elementos pode ser obtida utilizando-se de tecnologias de corte existentes, aliadas a pequenas embarcações. Já em lâminas d’água maiores conforme o objetivo deste descritivo, tal como ocorre em grande parte da Bacia de Campos, no Rio de Janeiro; se faz necessário uso de inovações no campo tecnológico visando principalmente custo benéficos das operações e atendimento as legislações vigentes conforme mencionado acima cada vez mais severas.

[009] Tanto quanto a importância do descomissionamento, o presente método de instalação da ferramenta bem como o corte e estanqueidade de dutos pode ser utilizado na manutenção corretiva e preditiva (via inspeção) de dutos em operação com objetivo de troca trecho de dutos danificados ou propícios a falhas por novos para a continuidade da operação no campo.

[010] Assim, conforme a técnica atual o descomissionamento dos oleodutos é necessário a fim de minimizar os possíveis impactos ambientais no local. As opções de remoção e disposição de tubulações e cabos não estão previstas por nenhuma legislação internacional vigente (FERREIRA & SUSLICK, 2000). Segundo Gerwick (1986), a maioria dos oleodutos é instalada com a técnica de reboque de fundo, os tubos são soldados em terra, posicionados através de bóias temporárias e, posteriormente, levados até o mar por barcaças. Muitos oleodutos são puxados em grupos de dois ou três até a estrutura de produção offshore. Depois de completado o reboque, as bóias são retiradas por mergulhadores, ROV ou por barcos portando cabos de varredura (sweep wires). O método de reboque de fundo é importante para o processo de descomissionamento porque os trenós de tração (pull sleds) utilizados na extremidade final do oleoduto são, geralmente, deixados próximos à plataforma. O processo de remoção deve considerar a disposição destes trenós e quaisquer linhas remanescentes após a flutuação temporária ter sido removida das tubulações. Os cabos de potência, que funcionam da costa até a estrutura produtora offshore, são blindados com uma ou duas camadas de fios de aço, possuindo cabos de alta tensão projetados para carregar acima de 30.000 Volts. Estes cabos possuem entre 4 e 6 polegadas de diâmetro. Os cabos de potência submarinos, quando enterrados ou simplesmente deixados no solo marinho, não apresentam perigo para embarcações. Na Noruega, por exemplo, eles têm sido tipicamente descomissionados e abandonados no lugar com as extremidades enterradas abaixo da linha do solo (JOHNSEN et al, 1999). O peso dos cabos cria um desafio para a sua recuperação porque necessitariam de um grande carretel, junto ao conjunto de guia linear de aço revestido (motores hidráulicos revestidos de borracha que capturam o cabo e o empurram através da ferramenta). Se removidos, o processo envolveria a união do cabo a um guincho de recuperação por mergulhadores. A extremidade do cabo seria recuperada através de um motor, movimentando-o até a embarcação de recuperação, onde uma tesoura hidráulica seria utilizada para secionar o cabo e, finalmente, armazená-lo para o transporte.

[01 1 ] Deve-se ainda considerar a disponibilidade de equipamentos e embarcações especiais para a execução de descomissionamento dos dutos e equipamentos submarinos. Altos custos para desmobilização se comparados aos custos de instalação de um novo campo petrolífero, sendo esta operação somente custos afundados sem nenhum tipo de recuperação futura para operadora.

Técnica Relacionada

[012] Não existe histórico de dispositivos que tem por finalidade em uma só técnica e equipamento, instalação de ferramenta de corte e estanqueidade para descomissionamento de dutos em geral e umbilicais submarinos sem impactar o meio no qual estes equipamentos estão inseridos.

[013] Atual invenção foi desenvolvida a partir da filosofia de realizar o desmembramento e estanqueidade de linhas em geral e umbilicais a serem deixadas no leito marinho sem a necessidade de lavagem, reboque e içamento conforme já mencionado anteriormente.

[014] Neste sentido foi desenvolvido um método com uso de abraçadeira bipartida, prensa hidráulica e lâmina de corte integrados em um só equipamento, causando no duto ou umbilical uma deformação plástica dos materiais para estanqueidade do trecho e posterior corte e divisão deste trecho formando segmentos independentes e estanques. As referências desta tecnologia e adoção da estrutura do equipamento baseada em abraçadeiras providos com selos, ambos bipartidos que são aplicados em torno do duto a ser seccionado que trabalha somente com de reparo de linhas (Patente BR 1 1 2012 013665 8; Patente BR 102014002292-9 A2). Vantagens que este método se propõe alcançar são os seguintes:

• Reduzir a necessidade de embarcações especiais tipo PLSV (Pipe Laying Support Vessel) e sondas de perfuração;

• Simplificar consideravelmente o procedimento de descomissionamento e manutenção dos poços de produção de hidrocarbonetos e de injeção de água;

• Eliminar a necessidade de dupla barreira antes da árvore de natal molhada;

• Eliminar a necessidade de estanqueidade da árvore de natal molhada para desconexão das linhas e umbilicais;

• Eliminar a necessidade de lavar as linhas antes da desconexão com a árvore de natal molhada;

• Eliminar a necessidade do uso de PLSV para retirada de árvore de natal molhada tipo MLF não estanque.

• Reduzir a dependência em relação aos fornecedores de tramos e conectores.

Sumário de Invenção Relacionada

[015] A invenção compreende um método para descomissionamento de linhas e umbilicais e ferramenta a ser utilizada, seguindo as etapas abaixo:

• Levantamento visual das condições do duto ou umbilical a ser manutenido ou descomissionado via ROV;

• Levantamento dos parâmetros dimensionais do duto ou umbilical a ser descomissionado via ROV;

• Promover em terra a fabricação da Ferramenta adaptada aos diâmetros a serem designados;

• Dispor o material e acessório na embarcação;

• Dispor de ROV (Veículo submarino operado remotamente);

• Descer a ferramenta de instalação até o duto ser descomissionado dentro do tempo determinado; • Seguir o procedimento de instalação uso da ferramenta presente nesta descrição detalhada da invenção, com acompanhamento de pessoal qualificado do desenvolvedor deste método relacionado;

• Preparativos de Instalação, uso e desmobilização da ferramenta;

• Segmentação e estanqueidade das linhas descomissionadas ou a serem manutenidas;

• Içamento da ferramenta e desmobilização de ROV e embarcação.

Descrição detalhada da Invenção

[016] O método de segmentação e estanqueidade de duto e umbilical a ser descomissionado e ferramenta, objeto da presente invenção, foi desenvolvido a partir de pesquisas que visam criar uma alternativa aos procedimentos existentes eliminando a necessidade de içamento e puxamento via PLSV do trecho da linha a ser descomissionada ou substituída, não provocando danos irreparáveis aos ecossistemas existentes e nativos nos locais onde encontram-se os dutos e equipamentos submarinos a serem descomissionados ou manutenidos.

[017] Na etapa 1 , levantamento visual das condições do duto ou umbilical a ser manutenido ou descomissionado via ROV.

[018] As informações fornecidas nesta etapa também são fundamentais para dimensionar os equipamentos a serem usados na intervenção.

[019] Este e outros levantamentos “em loco” só podem ser feitos por ROV (Veículo submarino operado remotamente).

[020] Na etapa 2, manufatura da ferramenta de corte e estanqueidade para dutos e umbilicais a serem descomissionados e manutenidos.

[021 ] A mesma será fabricada em terra de acordo com os parâmetros abaixo:

[022] Ser fabricada em Aço Carbono com revestimento em Epóxi, Aço Liga, Aço

Inox e Super Duplex. [023] Ser provida com orifícios dispostos circunferencialmente pela abraçadeira afastados entre si e distribuídos ao longo da superfície de cada meia seção da abraçadeira bipartida.

[024] As braçadeiras fabricadas envolvem processos de fabricação mais simples e podem usar materiais mais prontamente disponíveis, tais como, placa e tubo. Todavia, a fabricação de uma abraçadeira envolve grandes soldas estruturais que devem ser capazes de resistir à carga de separação total e manter a rigidez da braçadeira. As soldas estruturais grandes muitas vezes resultam em um grau de distorção e requerem que a usinagem adicional e processos de tratamento térmico pós-soldagem sejam realizados, de modo que as abraçadeiras fabricadas também envolvem um tempo de execução significativo.

[025] Esta ferramenta composta por abraçadeira para operação é requerida utilização de ROV devido profundidade da operação das linhas submarinas em questão, distribuir e operar as braçadeiras. Como tal, a consideração deve ser fornecida durante o projeto e fabricação de tais braçadeiras a fim de que elas sejam adequadas ao uso de ROV. Por meio de exemplo, ao converter uma braçadeira de manga dividida para a operação de ROV, os tensionadores de parafusos sacrificiais podem ser proporcionados para operar o aparafusamento, como um resultado disto, um mecanismo separado é requerido para travamento na pré-tensão de parafuso via ROV e permite que o fornecimento hidráulico seja separado.

[026] A disposição de interface de tubo, de acordo com as modalidades particulares da presente invenção, compreende adicionalmente uma etapa externa de cada vedação que corresponde a uma etapa oposta na face de acoplamento.

[027] Nas modalidades preferidas, uma disposição de interface de tubo compreende elementos de vedação internos e externos adaptados para localização entre o diâmetro interno da abraçadeira e a parede do tubo. Os elementos de vedação podem ter qualquer forma ou construção adequada. Os elementos de vedação, por exemplo, podem compreender elementos de vedação elastoméricos ou vedações por compressão.

[028] O travamento pode ter qualquer forma ou construção adequada. Nas modalidades particulares, o travamento pode compreender elementos de travamento internos e externos. Os elementos de travamento podem compreender os travamentos cónicos.

[029] De maneira benéfica, as disposições de interface de tubo, de acordo com modalidades da presente invenção, dispensam a necessidade de um travamento de tensionamento de parafuso secundário à medida que, de outro modo, pode ser requerido em disposições convencionais e, portanto, são particularmente vantajosas em posicionamentos submarinos.

[030] Descobriu-se que um modo de falha para as braçadeiras tradicionais consiste no efeito da temperatura nas vedações elastoméricas. Em particular, descobriu-se que as temperaturas relativamente altas fazem com que os elementos de vedação expandam e extrudem em folgas de projeto. Quando a temperatura reduz novamente, entretanto, a vedação pode não se recuperar totalmente resultando em uma trajetória de vazamento para o fluido. A disposição de interface de tubo, de acordo com modalidades particulares da presente invenção, pode compreender adicionalmente um elemento resiliente adaptado para localização entre os elementos de vedação. Em uso, o elemento resiliente é adaptado para manter uma força de carga nas vedações enquanto permite a expansão induzida por temperatura

[031 ] O elemento resiliente pode compreender um elemento de mola proporcionado entre um anel tubular de vedação, cuja localização do elemento de mola no anel entre os elementos de vedação assegura que estes possam ser mantidos isolados, por exemplo, do produto de tubulação e/ou água do mar.

[032] Deve-se entender que os recursos definidos acima, de acordo com qualquer aspecto da presente invenção, podem ser utilizados sozinhos ou em combinação com qualquer outro recurso definido, em qualquer outro aspecto da invenção

[033] No interior da câmara que integra a parte estrutural da ferramenta, está instalada uma prensa de alta capacidade com uma cavidade central que se desloca horizontalmente, movida por servo mecanismos hidráulicos (pistões operados por ROV) para movimentação da prensa. Ainda no interior da estrutura da ferramenta, uma lâmina de corte estática está localizada no lado oposto da prensa, na posição de fim de curso da prensa, a lâmina de corte descrita acima, se aloja totalmente no interior da cavidade da prensa quando esta estiver em fim de curso. [034] Complementam a ferramenta, os painéis para acesso e controle dos mecanismos de abertura e fechamento da ferramenta (abraçadeira), além de acesso e controle do mecanismo da prensa hidráulica via circuitos hidráulicos através de intervenção do ROV.

[035] Na etapa 3, procedimento de instalação e uso da ferramenta:

• Uma embarcação com A-frame, ou guincho, ou guindaste.

• A embarcação deverá ter um ROV acoplado que opera em águas profundas com ferramentas hidráulicas e tenha capacidade de fornecimento de fluído hidráulico

• Uma spreadbar deverá ser posicionada no equipamento de içamento com cabos de aço acoplados em suas extremidades a ferramenta; sendo possível a instalações de flutuadores na spreadbar.

• O conjunto deverá ser posicionado pelo barco na coordenada georreferenciada do ponto da linha a ser seccionada.

• O ROV deve ser dotado de ferramenta de dragagem, direcionado ao ponto de corte da linha onde deverá realizar a dragagem do leito marinho compatível com dimensão inferior da ferramenta.

• O ROV retorna à embarcação para a desconexão da ferramenta de dragagem, e equipado com acumuladores hidráulicos para realizar as operações de torqueamento dos parafusos (10), injeção de fluído hidráulico de abertura e fechamento da ferramenta (Figura 1 ) e abertura e fechamento de prensagem dos cilindros de prensagem e corte do duto (1 ).

• O conjunto é descido pelo equipamento de içamento do barco e orientado pelo ROV.

• No ponto secção da linha o ROV posiciona a ferramenta pelas alças (12) e o equipamento de içamento desce até tocar o duto onde alivia a tensão do cabo. [036] Na etapa 4, procedimento de operação da ferramenta:

• O ROV conecta (4) no painel da ferramenta pressurizando os cilindros de fechamento da ferramenta, o ROV aciona o override do painel de controle atuando o cilindro hidráulico de fechamento da ferramenta, assim esta abraça o tubo.

• O ROV aperta e torqueia os parafusos (10) em sequência predefinidas conforme marcado na ferramenta (Figura 1 ).

• O ROV fecha o override de acionamento dos cilindros de fechamento da ferramenta (03) e desconecta a ferramenta hidráulica.

• O ROV conecta a ferramenta hidráulica na linha dos cilindros hidráulicos da prensa para amassamento e corte (14) do duto, abre o override e segmentação das linhas descomissionadas.

• O ROV atua o cilindro da prensa até a indicação do painel da ferramenta (4) no medidor de fim de curso.

• O ROV alivia a pressão do cilindro observando-se a indicação no medidor do painel ada ferramenta, fecha o override e desconecta a ferramenta hidráulica do painel da ferramenta.

[037] Na etapa 5, procedimento de desinstalação da ferramenta:

• O ROV solta os parafusos (10) em sequência predefinidas conforme marcado na ferramenta (Figura 1 ).

• O ROV conecta o acoplamento/engate rápido hidráulico no painel da ferramenta pressurizando os cilindros de fechamento da ferramenta, o ROV aciona o override do painel de controle aliviando o cilindro hidráulico de fechamento da ferramenta, assim esta se abre liberando as 2 partes de tubo seccionado.

• Tensiona o cabo de içamento da ferramenta içando a até o barco. Descrição dos Desenhos

[038] Estes e outros aspectos da presente invenção serão descritos agora, com referência aos desenhos em anexo:

[039] Na Figura 1 , vista superior da Ferramenta para Segmentação e Estanqueidade de Dutos em Geral e Umbilicais, indicando o mecanismo de abraçadeira e prensagem de dutos, composto de Duto a Ser Seccionado (1 ), Flange Bipartido (2), Cilindro Hidráulico de Atuação do Braço Articulado de Fechamento do Equipamento (3), Painel de Controle da Prensa e Braço Articulado de Fechamento do Equipamento (Composto de 1 medidor de fim de curso, 2 Override’s e 3 válvulas de bloqueio) (4), Cilindro Hidráulico de Atuação da Prensa (6), Tampa Superior da Estrutura Bipartida (7), Tampa Inferior da Estrutura Bipartida (8), Olhais para Içamento da Estrutura da Ferramenta (9), Parafuso Sextavado Torqueavel por ROV (10), Parafuso para Fixação de Elementos da Estrutura da Câmara da Prensa (1 1 ), Parafuso para Fixação de Flanges bipartidos (17).

[040] Na Figura 2, vista lateral da Ferramenta para Segmentação e Estanqueidade de Dutos em Geral e Umbilicais, indicando o mecanismo de abraçadeira e prensagem de dutos, composto de Cilindro Hidráulico de Atuação do Braço Articulado de Fechamento do Equipamento (3), Estrutura da Câmara da prensa da Ferramenta (5), Alça de Manipulação para ROV (12), Braço Articulado de Fechamento do Equipamento (18), Sapata da Estrutura da Ferramenta (19).

[041 ] Na Figura 3, vista lateral em corte da Ferramenta para Segmentação e Estanqueidade de Dutos em Geral e Umbilicais, indicando o mecanismo de selagem, composto da 0 ^' Ring para dupla selagem do Acoplamento (16).

[042] Na Figura 4, vista superior em corte da Ferramenta para Segmentação e Estanqueidade de Dutos em Geral e Umbilicais, indicando composta por Tampa Superior da Estrutura Bipartida (7), Selo Mecânico ou Hidráulico bipartido (13), Prensa Hidráulica com Cavidade Central para Lâmina de Corte (14), Lâmina de Corte Fixa (15). Referências Bibliográficas

[043] AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO(ANP) http://www.anp.gov.br. Acesso em 15/09/2007.

[044] FERREIRA, D.F. Anticipating impacts of financial assurance requirements for offshore decommissioning: a decision model for the oil industry. Tese (Doutorado em Ciências). Campinas: Programa de Pós-Graduação em Geociências, UNICAMP, 2003.

[045] FERREIRA, D. F.; SUSLICK, S.B. A new approach for accessing offshore decommissioning: a decision model for performance bonds. In: V International Conference on Health, Safety and Environmental in Oil and Gas Exploration and Production.: SPE, 2000.

[046] GERWICK, B.C. Offshore structures: design and construction. New Jersey: John Wiley & Sons, Inc., 1986.

[047] GRIFFIN JR., W.S. International developments: lessons learned and need for public input. In: Proceedings: Public workshop - Decommissioning and removal of oil and gas facilities offshore Califórnia: recent experiences and future deepwater challenges. Califórnia: Minerais Management Service (MMS), Califórnia State Lands Commission, 1997.

[048] JOHNSEN, E.; et. al. The final disposal of disused pipelines and cables. Oslo: Ministry of Petroleum and Energy, 1999.

[049] RUIVO, F. M. Descomissionamento de sistemas de produção offshore. Dissertação Mestrado em Ciências e Engenharia de Petróleo. Campinas: Programa de Pós-Graduação em Ciências e Engenharia de Petróleo, UNICAMP, 2001.