Petronas Technical Standard PTS 31.40.10.10 Riser Design
Drilling Riser Disconnection
riser
Wet Riser Calculation
Descripción: Fire system
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Top Tensioned Riser
Marine Drilling Riser Systems
Risers, offshore, riser clamps design and analysis
Petronas Technical Standard PTS 31.40.10.10 Riser DesignDescrição completa
TENSION ON RISER AND ITS EFFECT
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Castings with blind feeders, F2 is correctly vented but has mixed results on sections S3 and S4. Feeder F3 is not vented and therefore does not feed at all. The unfavourable pressure gradient draw...Full description
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TIPOS DE RISER Riser de producción
Sistema de interface para transportar los fluidos producidos por el cual existe una comunicación entre las instalaciones submarinas y las superficiales de producción.
Los factores que intervienen en la selección del sistema de riser son ambiente-tirante de agua, oleaje y corrientes submarinas
Tipos de instalación superficial
Condiciones de operación – temperatura temperatura y presión.
Características del yacimiento – tipo tipo de fluido, nivel de consolidación de la formación y la profundidad.
Los sistemas para transportar los fluidos pueden ser de distintos tipos. Sistemas para árboles secos de producción
Tensionado en superficie (TTR)
Sistemas para árboles submarinos de producción.
Flexible (FR)
Acero en catenaria (SCC)
Híbridos (HR)
RISER TENSIONADO EN SUPERFICIE (TRR) Su implementación fue en 1994 e TLP “Hulton” en mar del norte, tirante de agua 150m
Consideraciones para su arreglo
Requerimientos de intervención
Presión de yacimiento
Factor económico
Seguridad
Hay dos tipos generales Sistemas de barril sencillo, sencillo, consiste en una tubería de revestimiento sencilla y una TR de producción interna. Limitación por el manejo de diámetros pequeños son soluciones ligeras con costo bajo (CAPEX) Sistema de doble barril: Consiste barril: Consiste en 2 TR concéntricas junto con la tubería de producción. Ofrece un mejor comportamiento térmico con re specto al sistema de barril sencillo. Usualmente el riser externo en ambas configuraciones consta de una junta que se conecta al cabezal submarino mediante una conexión tipo tie-back.
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Para el caso del sistema de doble barril la TR interna consta de juntas internas estándar que van desde el tie-back hasta el cabezal superficial. En las TLP y las SPARS se utiliza un sistema que prevé la tensión requerida en la superficie El tensionamiento está asociado al peso del riser el cual está influenciado por
Profundidad de trabajo
Presiones del yacimiento
La dependencia directa con el peso del riser se ve más reflejada en el hecho de que al aumentar el peso se incrementa el tamaño y requerimiento del sistema de tensión lo que de manera automática impacta en los costos de proyecto. RISER FLEXIBLE Es el más comúnmente usado Se componen de armados de ace ro forrados en polímeros (capas independientes) El número de capas puede ir de 4 a 19, siendo un riser flexible típico el que tiene:
Carcasa interna – Previene el colapso de la capa termoplástica interna ( placas delgadas) Armadura de presión – resistencia a la presión interna y externa capa termoplástica intermedia, reducción de la fricción entre las capas de resistencia a la presión y la armadura de tensión.
Armadura de tensión doble – proporciona resistencia a las cargas axiales a la tensión, se les aplica una lubricación para reducir fricciones y desgaste.
Capa termoplástica externa – Protege contra la corrosión y abrasivos, las capas metálicas e integra las armadas interiores.
RISER FLEXIBLE (FR) Las distintas configuraciones dependen de:
Profundidad de trabajo
Grado de movimiento que refleje e l tipo de unidad flotante que se esté utilizando
Condiciones meta oceánicas
Restricción de espacio
Principales ventajas
Pueden permanecer conectados en las condiciones metoceanicas severas ( capacidad para resistir grandes movimientos del sistema flotante) Tiene una gran flexibilidad en pre instalación, transporte e instalación.
Desventajas
Limitaciones en diámetros, presión, temperatura y composición de los fluidos
Procedimientos de diseño complejos.
Riesgo de migración de gas 2
Altos costos por material y fabricación.
Sensible a las corrientes submarinas.
RISER DE ACERO EN CATENARIA (SCR) Relativamente simple respecto a los otros sistemas, tubería de acero colgada desde la plataforma. Conectados a la unidad flotante mediante una junta flexible de tensión de acero de tubería que permite absorber el movimiento irregular de la plataforma. La parte final de riser descansa en el lecho marino como una viga Configuraciones generales del sistema SCR
Tubería sencilla de acero
Tubería sencilla de acero con aislamiento húmedo.
Tubería de doble barril con aislamiento seco.
Principales ventajas
Gran capacidad de diámetro.
Colgado por su propio pesos sin necesidad de un sistema de tensionamiento
Es el más económico
El primer riser de este tipo se instaló en semi sumergible en 1998 tirante de agua de 910 Actualmente los FPSO los implementan. El diseño de SCR están fuertemente ligados con las características de la unida flotante, dentro de las principales se tiene.
Localización del punto de colgamiento alejado el seco
Capacidad de la junta flexible para soportar altas tem peraturas
Capacidad del sistema de amarre.
Tipos de movimientos que puede presentar la unidad flotante
Integración de instalaciones adicionales.
RISER HIBRIDO Conjunto de tuberías de acero verticales soportadas con flotadores externos y jumpers flexibles (interface entra la superior del riser y la unidad flotante) Se utilizan principalmente en ambientes donde el movimiento axial es muy severo. La primera generación riser de HR (instalado en GoM) se diseñó para un gran número de patrones de flujo con altos costos de instalación. Con 2da generación logra tener reducción de peso, simplificación del diseño y mejoras tiempos de instalación.
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Desventajas generales de la 1era y 2da generación de HC
Complejidad de diseño
Riesgo de instalación
Poca flexibilidad en el desarrollo de campo
Muy sensible a las corrientes submarinas
Sensible a la temperatura por e l uso de tubería flexible
Necesidad de pilotes y amarres.
Altos costos.
Con la 3era generación de HR lograron simplificar el diseño del arreglo de tubería rígida con las consecuentes reducciones en el t iempo de instalación y en los costos. Ventajas generales de HR
La tecnología usada en aguas someras puede ser utilizada en aguas profundas
Se reducen las cargas de fatiga
Fácil implementación de bombeo neumático.
Primer HR instalado en 1998 en tirante de agua 469 m.