BR0316177B1

BR0316177B1 - Método para perfurar e completar uma pluralidade de poços submarinos

Info

Publication number: BR0316177B1
Application number: BRPI0316177-3B1A
Authority: BR
Inventors: Gawain Langfor; Francisco Denzen; Nils Arne Soelvik; Stephen P Fenton; Lars-Petter Sollie; Jarle Michaelsen
Original assignee: Vetco Gray Inc; Vetco Aibel As
Priority date: 2002-11-12
Filing date: 2003-11-12
Publication date: 2014-12-23
Also published as: GB2412679B; NO339379B1; AU2003291475A8; WO2004044367A3; WO2004044368A3; GB0511731D0; NO20052722L; NO339028B1; GB0603414D0; GB2412679A; NO20052721L; BR0316177A; GB2412937A; GB2412937B; AU2003291475A1; US20040140125A1; WO2004044368A2; GB2420809A; AU2003294256A8; GB0511737D0

Description

"MÉTODO PARA PERFURAR E COMPLETAR UMA PLURALIDADE DE POÇOS SUBMARINOS" Fundamentos da Invenção Um conjunto de cabeça de poço submarino tipico tem um alojamento de cabeça de poço de alta pressão sustentado em um alojamento de cabeça de poço de pressão mais baixo e preso a um revestimento que se estende para dentro do poço. Um ou mais suspensores de revestimento assentam-se no alojamento de cabeça de poço, o suspensor de revestimento sendo localizado na extremidade superior de uma coluna de revestimento que se estende para dentro do poço até uma profundidade maior. Uma coluna de tubulação estende-se através do revestimento para transportar fluidos de produção. Uma árvore de natal ou de produção é montada na extremidade superior do alojamento de cabeça de poço para controlar o fluido do poço. A árvore de produção é tipicamente um conjunto grande, pesado, que tem várias válvulas e controles montados no mesmo.

Um tipo de árvore, às vezes chamado "convencional" ou "vertical", tem dois furos através do mesmo, um dos quais é o furo de produção e o outro é o furo de acesso ao espaço anular da tubulação. Neste tipo de conjunto de cabeça de poço, um suspensor de tubulação assenta-se no alojamento de cabeça de poço. 0 suspensor de tubulação tem duas passagens através do mesmo, uma sendo a passagem de produção e a outra sendo uma passagem anular que se comunica com o espaço anular da tubulação que circunda a tubulação. 0 acesso ao espaço anular da tubulação é necessário, tanto para monitorar e reduzir a pressão durante a produção quanto para fazer circular os fluidos para baixo ao longo da tubulação de produção e para cima através do espaço anular da tubulação, ou vice-versa, ou para amortecer o poço ou para fazer circular para fora o fluido pesado durante a completação. Depois que o suspensor de tubulação é instalado e antes que o tubo ascendente de perfuração seja removido para instalação da árvore, tampões são temporariamente colocados nas passagens do suspensor de tubulação. A árvore tem tubos de isolamento que são fixados em contato com as passagens no suspensor de tubulação quando a árvore é assentada sobre o alojamento de cabeça de poço. Este tipo de árvore é normalmente assentada em um tubo ascendente de completação que tem duas colunas de conduto. Em um tubo ascendente de completação de duas colunas, uma coluna estende-se a partir da passagem de produção da árvore até a embarcação de superfície, enquanto a outra se estende a partir da passagem anular da tubulação na árvore até a embarcação de superfície. Os tampões são recuperados em um cabo através do tubo ascendente de completação, em seguida o tubo ascendente de completação é recuperado. Embora exeqüível seja, contudo, demorado montar e assentar um tubo ascendente de completação de duas colunas. Além disto, as embarcações de perfuração podem não ter tal tubo ascendente de completação disponível, o que requer um a ser fornecido em uma base de aluguel.

Em outro tipo de árvore, às vezes chamado árvore "horizontal", há apenas um único furo na árvore, este sendo a passagem de produção. A árvore é assentada antes que o suspensor de tubulação seja instalado, então, o suspensor de tubulação é abaixado e assentado na árvore. 0 suspensor de tubulação é abaixado através do tubo ascendente, que é tipicamente um tubo ascendente de perfuração. Um tampão de cabo é assentado através da coluna que assenta o suspensor de tubulação e instalado no suspensor de tubulação. Após a remoção da ferramenta de assentamento do suspensor de tubulação, uma capa de controle de poço externa é abaixada através do tubo ascendente de perfuração e instalada no furo da árvore. 0 acesso ao espaço anular é disponível através de linhas de obstrução e amortecimento do tubo ascendente de perfuração. 0 suspensor de tubulação não tem uma passagem anular através dele, mas um desvio estende-se através da árvore até um espaço vazio localizado acima do suspensor de tubulação. Este espaço vazio comunica-se com as linhas de obstrução e amortecimento quando o controlador preventivo de erupção é fechado sobre a coluna de assentamento do suspensor de tubulação. Neste sistema, a árvore é assentada em um tubo de perfuração, o que impede que a torre da sonda de perfuração da plataforma flutuante seja utilizada em outro poço enquanto a árvore estiver sendo assentada. Este é também o caso da árvore "convencional", quando instalada no tubo ascendente de completação ou tubo de perfuração.

Em outro tipo de sistema de cabeça de poço, menos comum, um suspensor de tubulação concêntrico é assentado no alojamento de cabeça de poço da mesma maneira que a de um conjunto de cabeça de poço convencional. 0 suspensor de tubulação tem uma passagem de produção e uma passagem anular. Entretanto, a passagem de produção é concêntrica com o eixo geométrico do suspensor de tubulação, e não ligeiramente deslocada como nos suspensores de tubulação convencionais. A árvore não tem uma passagem anular de tubulação vertical através da mesma, portanto, um tubo ascendente de completação de dois furos não é necessário. Conseqüentemente, a árvore pode ser assentada em um tubo ascendente de um só furo. Uma válvula anular de tubulação é localizada no suspensor de tubulação uma vez que um tampão não pode ser temporariamente instalado e recuperado da passagem anular de tubulação com este tipo de árvore.

Normalmente, a válvula anular de tubulação é uma válvula de retenção que impede o fluxo ascendente que pode ocorrer através do espaço anular da tubulação, mas permite o fluxo descendente. Uma desvantagem é que não se pode testar prontamente uma válvula de retenção anular de tubulação de modo a se determinar se ou não está fechando apropriadamente. É desejável uma válvula anular de tubulação que seja atuada hidraulicamente e que possa ser testada de cima. Entretanto, ela requer tipicamente passagens hidráulicas no suspensor de tubulação, que tomam espaço e adicionam complexidade ao suspensor de tubulação, tornando os desenhos potencialmente não confiáveis devido a restrições de espaço.

Durante a perfuração dos poços submarinos, a plataforma flutuante pode completar apenas um poço de uma vez para produção. Entretanto, em alguns casos, uma plataforma pode perfurar e revestir vários poços vizinhos e adiar o assentamento das árvores de produção até mais tarde. As árvores de produção podem ser assentadas pela mesma plataforma ou por outra. Houve casos em que uma árvore foi assentada por uma linha de elevação por uma embarcação em um alojamento de cabeça de poço instalado anteriormente por outra embarcação. Geralmente, contudo, as árvores são assentadas ou em um tubo ascendente de completação ou em um tubo de perfuração, porque são grandes e muito pesadas. Ambos estes procedimentos requerem uma torre e um guincho. A perfuração de um poço ou o assentamento de uma tubulação também requer uma torre e um guincho e, tipicamente, uma plataforma flutuante tem apenas um. Não se poder assentar uma árvore de produção a partir de uma plataforma ao mesmo tempo em que a plataforma está perfurando ou completando outra torna lento o desenvolvimento do campo.

Referência aos Documentos do Estado da Técnica A patente US 6.085.851 trata de um conjunto de perfuração de múltiplas atividades que é operável para ser montado em um deque de uma embarcação de perfuração para suportar as operações de exploração e/ou de desenvolvimento através de um deque para o leito de um corpo de água. O conjunto inclui uma torre de perfuração e um tubular. Uma primeira estação de tubular é posicionada na periferia da torre de perfuração para conduzir as operações de perfuração através do deque e uma segunda estação de tubular é posicionada adjacente, mas espaçada da primeira e dentro da periferia da torre, para conduzir operações auxiliares da função de perfuração primária. Com a torre de perfuração, atividades de perfuração primárias podem ser conduzidas através da primeira estação de tubular e atividades auxiliares podem ser conduzidas dentro da mesma torre através da segunda estação de tubular. A patente US 4.625.806 trata de um sistema submarino para perfuração, completação e produção de poços, que limita os equipamento de produção vinculados a um local particular ao qual ele é realmente necessário em termos de tamanho do campo a ser produzido. Esse sistema também prove que o equipamento de produção possa ser disposto em um gabarito de forma a reduzir os custos de manutenção.

Esse gabarito é colocado no fundo, após o tamanho do poço ter sido determinado, e uma unidade de produção é posicionada no gabarito. A árvore de natal é então abaixada para o gabarito e conectada ao cabeçote do poço. Linhas de fluxo e dispositivo de controle de linha são providos para conectar as árvores de natal na tubulação e nas linhas de controle da unidade de produção. A patente US 6.142.236 trata de um método para perfurar e completar poços submarinos usando um riser de diâmetro reduzido, o riser sendo usado durante a perfuração deslocado da tubulação de perfuração para o retorno da lama e que é usado posteriormente para manobrar a tubulação e a árvore de natal.

Sumário da Invenção Em uma parte deste método, mais de um poço submarino está passando por completação e/ou perfuração simultaneamente a partir da mesma plataforma flutuante. 0 operador perfura e reveste um primeiro poço com a utilização de um tubo ascendente de perfuração. Em seguida, o operador desconecta o tubo ascendente de perfuração do primeiro poço e começa as operações em um segundo poço. De preferência, após desconectar o tubo ascendente de perfuração da primeira cabeça de poço, o operador move a plataforma a uma curta distância de modo a posicionar a torre acima do segundo poço. Enquanto pelo menos algumas das operações estão ocorrendo no segundo poço, o operador abaixa, a partir da mesma plataforma, uma árvore de produção sobre o primeiro alojamento de cabeça de poço, utilizando uma linha de elevação.

De preferência, antes de desconectar o tubo ascendente do primeiro poço e abaixar a árvore, o operador assenta a tubulação, perfura o primeiro poço e fixa um tampão no suspensor de tubulação. Na modalidade preferida, o tampão é subseqüentemente removido do suspensor de tubulação através da árvore com o auxilio de uma ferramenta de remoção de tampão de um veiculo de acionamento remoto (ROV) . Além disto, na modalidade preferida, o suspensor de tubulação tem uma válvula anular de tubulação que está normalmente fechada e pode ser seletivamente aberta após o assentamento da árvore no alojamento de cabeça de poço. À medida que a árvore é assentada no alojamento de cabeça de poço, um elemento de orientação associado ao suspensor de tubulação orienta a árvore.

Sob outro aspecto da invenção, a árvore é conectada a uma linha de fluxo que leva até um separador de fluido submarino. A saída do separador de fluido submarino leva a um obturador para controlar a vazão de fluxo. 0 obturador leva até um conjunto de tubulações submarinas. Esta disposição é importante na redução do distúrbio de fluxo antes da entrada no separador, e sustenta a eficácia ótima dentro do sistema de separação.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

As figuras IA e 1B compreendem uma vista em corte vertical de um conjunto de cabeça de poço construído de acordo com a presente invenção. A figura 2 é uma vista em corte ampliada de uma parte do conjunto de cabeça de poço das figuras IA e 1B, o plano em corte sendo diferente do que o das figuras IA e 1B. A figura 3 é uma vista em corte ampliada de uma parte do conjunto de cabeça de poço das figuras IA e 1B. A figura 4 é uma outra vista em corte de uma parte do conjunto de cabeça de poço das figuras IA e 1B, mas mostrada no mesmo plano em corte da figura 2, de modo a ilustrar a válvula anular de tubulação na posição de fechamento. A figura 5 é uma vista em corte ampliada da válvula anular de tubulação da figura 4, mostrada na posição de abertura e engatada por um elemento de contato da árvore de produção. A figura 6 é uma vista em corte ampliada da válvula anular de tubulação da figura 4, mostrada na posição de fechamento enquanto uma ferramenta de assentamento do suspensor de tubulação está sendo conectada ao suspensor de tubulação. A figura 7 é uma vista em corte da válvula anular de tubulação mostrada na figura 6, mas na posição de abertura. A figura 8 é uma vista em corte do alojamento de cabeça de poço do conjunto de cabeça de poço das figuras IA e 1B após o assentamento do revestimento e no processo de receber um carretei de orientação BOP. A figura 9 é uma vista em corte horizontal esquemática do alojamento de cabeça de poço da figura 8, as linhas pontilhadas mostrando um braço de conector de linha de fluxo sendo girado. A figura 10 é uma vista em perspectiva do conjunto de cabeça de poço das figuras IA e 1B, depois que o carretei de orientação BOP da figura 8 tiver sido assentado. A figura 11 é uma vista em corte vertical esquemática do conjunto de cabeça de poço das figuras IA e 1B, mostrando-se uma ferramenta de tampão instalada por um ROV montada na árvore. A figura 12 é uma vista lateral esquemática da ferramenta de tampão da figura 11, com um acessório de fixação de tampão. A figura 13 é uma vista em corte esquemática de um acessório de recuperação de tampão para a ferramenta de tampão da figura 11, mostrado em uma posição de desengate, com o tampão mostrado pelas linhas pontilhadas. A figura 14 é uma vista em corte mais detalhada do acessório de recuperação de tampão da figura 13, mostrado em uma posição de contato. A figura 15 é uma vista esquemática de uma plataforma de perfuração em contato com um conjunto de cabeça de poço, enquanto uma linha de elevação na plataforma está em contato com outro conjunto de cabeça de poço submarino. A figura 16 é uma vista em corte vertical de uma modalidade alternativa da parte da árvore das figuras IA e 1B que é conectada ao alojamento de cabeça de poço interno. A figura 17 é uma vista em perspectiva do conjunto de cabeça de poço das figuras IA e 1B, com uma árvore instalada no mesmo. A figura 18 é uma vista em perspectiva ampliada de um conector de um cabo de segurança de linha de fluxo para ser conectado à árvore da figura 1. A figura 19 é uma vista em perspectiva do cabo segurança de linha de fluxo da figura 18. A figura 2 0 é uma vista esquemática do cabo de segurança de linha de fluxo da figura 18, mostrado sendo abaixado até o mar. A figura 21 é uma vista esquemática do cabo de segurança de linha de fluxo da figura 18, mostrado sendo fixado no conector de linha de fluxo da árvore. A figura 22 é uma vista esquemática do cabo de segurança de linha de fluxo da figura 18, mostrando-se um veiculo de acionamento remoto no processo de ser conectado ao cabo de segurança de linha de fluxo. A figura 23 é uma vista esquemática do cabo de segurança de linha de fluxo da figura 18, mostrando-se o ROV assentado em um conjunto de tubulações submarinas e conectado por uma linha de tração ao cabo de segurança de linha de fluxo. A figura 2 4 é uma vista esquemática do cabo de segurança de linha de fluxo da figura 18, mostrando-se a linha de tração sendo retraída pelo ROV, levando o segundo conector do cabo de segurança de linha de fluxo ao alinhamento com o conjunto de tubulações. A figura 25 é uma vista esquemática do cabo de segurança de linha de fluxo da figura 18, mostrando-se o segundo conector do cabo de segurança de linha de fluxo sendo conectado ao conjunto de tubulações submarinas. A figura 2 6 é uma vista esquemática do cabo de segurança de linha de fluxo da figura 18, mostrando-se o veiculo de acionamento remoto conectando os acoplamentos do cabo de segurança de linha de fluxo e da árvore uns aos outros. A figura 2 7 é uma vista esquemática do cabo de segurança de linha de fluxo da figura 18, mostrando-se a instalação completada e o ROV sendo recuperado. A figura 2 8 é uma vista em perspectiva de uma segunda modalidade de um cabo de segurança de linha de fluxo. A figura 2 9 é uma esquemática de um sistema de produção para o conjunto de cabeça de poço das figuras IA e 1B. A figura 30 é uma vista em corte esquemática de um dos separados mostrados na figura 29. A figura 31 é uma vista em corte esquemática ampliada do separador da figura 30, tomada ao longo da linha 31-31 da figura 30, mostrando-se a parte de coalescência do separador. A figura 32 é uma vista esquemática ampliada da parte de dieletroforese do separador da figura 30. A figura 33 é uma vista em corte esquemática ampliada do separador da figura 30, tomada ao longo da linha 33-33 da figura 30, mostrando-se a parte de dieletroforese do separador.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

Estrutura Total do Conjunto de Cabeça de Poço Submarino Com referência à figura 1B, a parte inferior do conjunto de cabeça de poço 11 inclui o alojamento de cabeça de poço externo ou de baixa pressão 13, que fica localizado no leito marinho e é preso a uma coluna de tubo condutor de grande diâmetro 15, que se estende para dentro do poço. Nesta modalidade, uma primeira coluna de revestimento 17 é suspensa sobre a extremidade inferior do alojamento externo de cabeça de poço 13 pelo suspensor 19. Entretanto, o revestimento 17 e o suspensor 19 nem sempre são suspensos do alojamento externo de cabeça de poço 13 e podem ser eliminados em muitos casos. 0 alojamento de cabeça de poço interno ou de alta pressão 21 é assentado no e sustentado dentro do furo do alojamento externo de cabeça de poço 13. 0 alojamento interno de cabeça de poço 21 é localizado na extremidade superior de uma coluna de revestimento 23, que se estende através do revestimento 17 até uma profundidade maior. 0 alojamento interno de cabeça de poço 21 tem o furo 25, com pelo menos um suspensor de revestimento 27 localizado nele. 0 suspensor de revestimento 27 é vedado dentro do furo 25 e preso à extremidade superior de uma coluna de revestimento 29, que se estende através do revestimento 23 até uma profundidade maior. 0 suspensor de revestimento 27 tem o encosto de carga 28 dentro de seu furo ou concavidade.

Nesta modalidade, o suspensor de tubulação 31 é assentado, travado e vedado dentro do furo do suspensor de revestimento 27 ou, alternativamente, pode ser travado no furo do alojamento de cabeça de poço de alta pressão 21, ou em uma concavidade adaptadora localizada no alojamento de cabeça de poço de alta pressão. Com referência à figura 2, o suspensor de tubulação 31 tem uma extremidade inferior que é assentada no encosto de carga 28. A vedação 30 é vedada entre o lado externo do suspensor de tubulação 31 e o furo do suspensor de revestimento 27 acima do encosto de carga 28. O anel de travamento dividido 34 move-se a partir de uma posição de retração em sentido radial para fora para travar o suspensor de tubulação 31 em um perfil interno no suspensor de revestimento 27, ou no alojamento de cabeça de alta pressão 21 ou em um concavidade adaptadora. A luva 36, quando movida em sentido axial para baixo, energiza a vedação 30, assim como empurra o anel de travamento 34 até a posição de travamento. O suspensor de tubulação 31 é preso à extremidade superior de uma coluna de tubulação de produção 33. 0 suspensor de tubulação 31 tem a passagem de produção 32, que é coaxial com a tubulação 33.

Com referência à figura 3, o furo 25 do alojamento interno de cabeça de poço tem uma parte inferior 25a, que tem um diâmetro menor que o da parte superior 25b. A diferença entre os diâmetros resulta em uma parte ou encosto de transição cônico geralmente voltado para cima 25c, localizado entre as partes 25a e 25b. A parte superior 25b do furo do alojamento de cabeça de poço tem o perfil com ranhuras 35 formado na mesma acima do suspensor de tubulação 31. 0 perfil 35 é localizado a uma curta distância abaixo do aro 37, que é a extremidade superior do alojamento interno de cabeça de poço 21.

Conforme mostrado na figura 1 A, a árvore de natal ou de produção 39 tem uma parte inferior que se encaixa no alojamento de cabeça de poço 21. A árvore de produção 39 tem uma passagem de produção 41, que se estende através dela, a qual tem um orifício de saída 41a, que se estende em sentido lateral para fora. A árvore de produção 39 tem um tubo de isolamento 43, que pende para baixo a partir de sua extremidade inferior e se fixa à maneira de vedação na passagem de produção 32 do suspensor de tubulação 31. A extremidade inferior da árvore de produção 39 estende-se para dentro do furo 25 do alojamento interno de cabeça de poço 21 na direção da seção de transição 25c do furo (figura 3).

Mais uma vez com referência à figura 3, a luva de orientação 44 é uma parte do e estende-se para cima a partir do suspensor de tubulação 31. A luva de orientação 44 é montada, de modo a não girar, no lado externo do corpo do suspensor de tubulação 31. A luva de orientação 44 tem um contorno helicoidal ou cônico formado em sua borda superior. A luva de orientação de encaixe 4 6, com um contorno correspondente em sua borda inferior, é presa à extremidade inferior da árvore de produção 39. Quando a árvore 39 é abaixada para dentro do alojamento de cabeça de poço 21, a luva de orientação 46 entra em contato com o contorno correspondente da luva de orientação 46, de modo a fazer girar a árvore de produção 39 e orientá-la com precisão na direção desejada com relação ao suspensor de tubulação 31. A faixa de captura da interface helicoidal/cônica afeta diretamente a altura da luva de orientação. De modo a se reduzir ao minimo o efeito disto sobre o sistema, a árvore pode ser nominalmente pré-alinhada com um registro mecânico suplementar, por meio da sub-armação estrutural 133. Isto é obtido da mesma maneira, tipificada por uma disposição de pino para funil, que a descrita mais adiante para registrar a orientação correta do carretei de orientação BOP.

Conector Interno da Árvore e do Alojamento de Cabeça de Poço A árvore 39 inclui um conjunto de conector para prendê-la ao alojamento de cabeça de poço 21. 0 conjunto de conector inclui o corpo de conector 45, que tem o encosto voltado para baixo 47, que é assentado no aro 37. 0 corpo de conector 45 é preso rigidamente à árvore 39. A vedação 49 faz vedação entre o aro 37 e o encosto 47. 0 corpo de conector 45 também se estende para baixo para dentro do alojamento de cabeça de poço 21. 0 elemento de travamento 51 é localizado na extremidade inferior do corpo de conector 45 para contato com o perfil 35. 0 elemento de travamento 51 pode ser de diversos tipos. Nesta modalidade, o elemento de travamento 51 compreende um anel dividido externo que tem um perfil de encaixe na ranhura 35. Uma pluralidade de garras 53 localizados no diâmetro interno do elemento de travamento 51 empurram o elemento de travamento 51 em sentido radial para fora quando movidos pela luva de carne 55. A luva de carne 55 move-se em sentido axial e é hidraulicamente acionada pelo fluido hidráulico fornecido ao pistão 57, ou então por hastes conectadas a cilindros hidráulicos montados externamente. 0 conjunto de conector tem uma parte estendida ou de retenção 59, que se estende para baixo a partir do corpo de conector 45 nesta modalidade. A parte estendida 59 é localizada acima da e presa à luva de orientação 44. 0 colar 60 é rosqueado no diâmetro externo da parte estendida 59 para reter o elemento de travamento 51 e as garras 53 com o corpo de conector 45. Alternativamente, as garras 53 podem ser utilizadas para entrar em contato com o perfil 53 e o elemento de travamento 51 omitidos. Nesse caso, janelas podem ser instaladas para as garras no corpo de conector 45, e a parte estendida 59 e o colar 60 seriam formados de maneira integrante com o corpo de conector 45.

Com referência à figura IA, a passagem de controle 61 estende-se através da árvore 39 até uma parte lateral externa, tipicamente para fornecer fluido de controle. Embora não mostradas, há numerosas destas passagens, e elas levam até tubos de conector na extremidade inferior da árvore 39. Os tubos de conector são fixados em passagens correspondentes na extremidade superior do suspensor de tubulação 31. Estas passagens levam até linhas de controle hidráulicas e/ou elétricas que não são mostradas, mas estendem-se abaixo do suspensor de tubulação 31 no lado externo da tubulação de produção 33. Estas linhas de controle levam até o equipamento de fundo de poço na coluna de tubulação 33, como uma válvula de segurança de fundo de poço e dispositivos de monitoramento de pressão e temperatura de fundo de poço.

Pelo menos uma válvula é montada na árvore de produção 39 para controlar o fluxo de fluido. Na modalidade preferida, as válvulas incluem a válvula mestra 63 e a válvula de pistoneio 65 localizadas na passagem de produção 41. A válvula de interrupção de segurança 67 é montada no orificio 41a. É mostrado o atuador hidráulico 68 para a válvula de interrupção de segurança 67. As válvulas 63 e 65 podem ser ou atuadas hidraulicamente ou atuadas mecanicamente (tipicamente por um ROV).

Novamente com referência à figura IA, a árvore 39 tem um mandril 81 em sua extremidade superior que se projeta para cima. 0 mandril 81 é tipicamente dimensionado para receber um conector para conexão com um tubo ascendente leve, de pequeno diâmetro, como para determinadas finalidades de recuperação. 0 mandril 81 também possibilita outros métodos de intervenção.

Acesso Anular da Tubulação A figura 4 mostra a passagem anular 83 da tubulação, que não é mostrada nas figuras 1B e 3 porque a passagem anular 83 da tubulação é localizada em um plano em corte vertical diferente do mostrado nas figuras 1B e 3. A passagem anular 83 da tubulação estende-se verticalmente através do suspensor de tubulação 31 a partir da parte de extremidade superior até a extremidade inferior, onde ela se comunica com o espaço anular 85 da tubulação que circunda a tubulação 33. As extremidades superior e inferior da passagem anular 83 da tubulação podem ser ligeiramente deslocadas em sentido radial uma da outra, conforme mostrado na figura 4. 0 espaço vazio anular 87 circunda o tubo de isolamento 43 entre a extremidade superior do suspensor de tubulação 31 e a extremidade inferior da árvore 39. A válvula anular 89 da tubulação é montada na passagem anular 83 da tubulação de modo a bloquear a passagem anular 83 da tubulação do fluxo em uma ou outra direção quando fechada. Com referência à figura 5, a válvula anular 8 9 da tubulação tem uma base de haste 91, que é presa pelas roscas 93 à passagem anular 83 da tubulação. A haste 95 estende-se para cima a partir da base de haste 91 ao longo do eixo geométrico da passagem anular 83 da tubulação. A cabeça de válvula ampliada 97 forma a extremidade superior da haste 95. A cabeça de válvula 97 tem uma vedação resiliente secundária assim como uma vedação de rebordo primária 99 feita de metal nesta modalidade. A válvula de vaivém 101 é transportada em vaivém na passagem anular 83 da tubulação. Enquanto na posição de fechamento superior mostrada nas figuras 4 e 6, a extremidade superior da luva 101 fica a uma curta distância abaixo da parte de extremidade superior do suspensor de tubulação 31. Enquanto na posição de abertura inferior, mostrada das figuras 5 e 7, a luva 101 está em uma posição inferior com relação à cabeça de válvula 97. A luva 101 tem um orifício ou sede de diâmetro reduzido 103 formada em seu interior. A sede 103 é engatada por vedação pela vedação de rebordo 99, assim como pela vedação resiliente da cabeça de válvula 97 enquanto a luva 101 estiver na posição inferior. O anel dividido inclinado para fora 105 é montado no diâmetro externo da luva 101 perto de sua extremidade superior. O anel dividido 105 tem uma superfície superior afilada para baixo e uma superfície inferior que é localizada em um plano perpendicular ao eixo geométrico da passagem anular 83 da tubulação. A ranhura correspondente 107 é engatada pelo anel dividido 105 enquanto a luva 101 estiver na posição superior, de fechamento. 0 anel dividido 105 encaixa-se por pressão na ranhura 107, operando comum um detentor ou retentor para impedir o movimento da luva 101 para baixo. A figura 5 mostra a ferramenta ou elemento de contato 109, que se estende até a extremidade superior da passagem anular 83 da tubulação no sentido do contato com a extremidade superior da luva 101. O elemento de contato 109 é um componente da árvore 39 que se estende para baixo (figura IA) e é utilizado para mover a luva 101 da posição superior até a inferior. Um segundo elemento de contato idêntico 109', mostrado nas figuras 6 e 7, é montado na ferramenta de assentamento 111 utilizada para assentar o suspensor de tubulação 31. O elemento de contato 109 tem um rebordo 113 em sua extremidade inferior que se casa com o afilamento voltado para cima no anel dividido 105. O rebordo 113 desliza por sobre o e faz com que o anel dividido 105 se contraia, permitindo que o elemento de contato 109 empurre a luva 101 para baixo até a posição de abertura. A mola 115, que pode consistir em uma pluralidade de arruelas Belleville, é localizada entre a base de haste 91 e a extremidade inferior da luva 101. A mola 115 impele a luva 101 até a posição de fechamento superior. Qualquer pressão na passagem 83 ajudaria a mola 155 a mover a luva 101 até a posição de fechamento. O elemento de contato 109 é preso à extremidade inferior do atuador 117, que é montado na árvore 39. O atuador 117 é um elemento tubular oco, com extremidades abertas transportadas em vaivém na passagem anular de tubulação 118 na árvore 39 (figura 3) . O atuador 117 tem uma parte de pistão em sua parede lateral externa que é seletivamente abastecida com fluido hidráulico para mover o atuador 117 entre as posições superior e inferior. A passagem anular 118 da tubulação estende-se através da árvore 39 até a parte lateral externa da árvore 39 para conexão com uma linha anular de tubulação que leva tipicamente até um conjunto de tubulações submarinas ou um umbilical que serve a árvore. A passagem anular de tubulação 118 na árvore não se estende em sentido axial até a extremidade superior da árvore 39.

Quando o atuador 117 é movido até a posição inferior, o elemento de contato 109 entra em contato com e empurra a luva 101 da posição de fechamento até a posição de abertura. As figuras 6 e 7 mostram o atuador 117' semelhante, que é uma parte da ferramenta de assentamento 111 e funciona da mesma maneira que o atuador 117. Como o atuador 117, o atuador 117' tem uma parte de pistão que é conduzida em uma câmara de fluido hidráulico para provocar o movimento para cima e para baixo em resposta à pressão hidráulica. A passagem 118' leva até a parte superior externa da ferramenta de assentamento 111 para distribuir e receber fluido do espaço anular de tubulação. A ferramenta de assentamento 11 tem aspectos convencionais para assentar o suspensor de tubulação 31, que incluem a fixação de uma vedação entre o suspensor de tubulação 31 e o furo 25 do alojamento de cabeça de poço 21 (figura 4). A ferramenta de assentamento 111 tem o elemento de travamento 119, que é expansivel em sentido radial e para fora para dentro de uma ranhura correspondente formada na parte de luva interna que se estende para cima pertencente ao suspensor de tubulação 31. 0 elemento de travamento 119 prende a ferramenta de assentamento 111 ao suspensor de tubulação 31 enquanto a tubulação 33 está sendo abaixada para dentro do poço. 0 elemento de travamento 119 é energizado e liberado pelo atuador 121 do elemento de travamento, que é também acionado hidraulicamente. A ferramenta de assentamento 11 inclui a luva 123, que desliza, de modo a fazer vedação, para dentro do furo 32 do suspensor de tubulação 31. A luva 123 isola a extremidade superior da passagem anular 83 da tubulação da passagem de produção 32 (figura 4) no suspensor de tubulação 31.

Orientação Com referência à figura 8, o anel 125 é montado na parte externa do alojamento de cabeça de poço 13, também referido como alojamento de condutor. 0 anel 125 tem o funil pendente 127 e é capaz de girar seletivamente sobre o alojamento externo de cabeça de poço 13 para orientar o suspensor de tubulação 31 e a árvore 39 (figura 3) em uma posição desejada com relação a outros poços e equipamento submarinos. 0 pino ou parafuso de travamento 129 travará seletivamente o anel 125 na posição desejada. 0 suporte de braço 131 é montado no anel 125 para rotação com ele. 0 suporte de braço 131 sustenta em cantiléver o braço 133, que se estende em sentido horizontal. 0 braço 133 tem um soquete voltado para cima em sua extremidade externa 131. Além disto, o registro mecânico de guia 137 projeta-se para cima a partir do braço 133, mostrado e representado por um pino. 0 anel 125 é normalmente instalado no alojamento de cabeça de poço externo 13 na superfície antes que o alojamento externo de cabeça de poço 13 seja abaixado ao mar. 0 braço 133 será preso ao suporte de braço 131 abaixo do piso da sonda, mas na superfície. Depois que o alojamento externo de cabeça de poço 13 é instalado no leito marinho, se necessário, um ROV pode ser empregado posteriormente na fase de construção submarina para girar o anel 125 e/ou o braço 133, em uma orientação diferente, tipicamente na direção de um ponto de conexão com o conjunto de tubulações. 0 adaptador BOP (blowout preventer - obturador contra extravazamento ou válvula de segurança contra erupção) 139 está sendo mostrado abaixado por sobre o alojamento interno ou de alta pressão 21. 0 carretei de orientação 139 do BOP é utilizado para orientar o suspensor de tubulação 31 (figura 3) com relação ao braço 133. 0 carretei de orientação 130 do BOP é, de preferência, abaixado sobre a linha de elevação depois que o poço tiver sido perfurado e o suspensor de revestimento 27 instalado. O tubo ascendente de perfuração, juntamente com o BOP, terá sido removido da extremidade superior do alojamento interno de cabeça de poço 21 antes do abaixamento do carretei de orientação 139 do BOP no lugar. Alternativamente, o carretei de orientação do BOP pode ser instalado com o sistema de BOP e tubo ascendente, sujeito a limitações no manejo da sonda. O carretei de orientação 130 do BOP tem o soquete de guia 143, que é montado em sua parte externa em um ponto para alinhamento com o pino 137. O funil 141 na extremidade inferior do carretei de orientação 139 do BOP ajuda a guiar o carretei de orientação 139 do BOP por sobre o alojamento interno de cabeça de poço 21. O soquete 143 orientará o carretei de orientação 139 do BOP até uma posição que depende da orientação do braço 133 e do pino 137. Um ROV (não mostrado) será utilizado para ajudar a guiar o soquete 143 em alinhamento com o pino de guia 137. 0 carretei de orientação 139 do BOP tem uma pluralidade de garras 145, que são energizadas hidraulicamente para entrar em contato com um perfil externo no alojamento interno de cabeça de poço 21. 0 carretei de orientação 139 do BOP tem também vedações (não mostradas) que vedam seu furo no furo 25 do alojamento de cabeça de poço 21. A fenda de orientação helicoidal 147 é localizada dentro do furo do carretei de orientação 139 do BOP. A fenda 147 é posicionada de modo a ser engatada por um pino ou ressalto correspondente na ferramenta de assentamento 111 (figura 6) para o suspensor de tubulação 31. Este contato faz com que a ferramenta de assentamento 111 oriente o suspensor de tubulação 31 em uma orientação desejada com relação à orientação do braço 133. Alternativamente, um pino atuado em sentido radial (acionado por meio de um dispositivo mecânico ou hidráulico, utilizando-se um ROV) é montado dentro do carretei de orientação do BOP, que entra em contato com uma hélice na ferramenta de assentamento do suspensor de tubo. Um exemplo da razão pela qual este método alternativo pode ser utilizado seria a utilização de um suspensor de tubulação "esguio" (tipicamente de 33,02-1,58 cm (13-5/8 pol. ) de diâmetro externo nominal) no interior de um sistema de BOP e tubo ascendente de 45,72-1,90 cm (18-3/4 pol.) tradicional, de modo que o "alcance" do pino/ressalto da ferramenta de assentamento do suspensor de tubulação seria incapaz de transporta o intervalo. A figura 10 é uma vista em perspectiva que mostra o carretei de orientação 139 do BOP posicionado sobre o alojamento interno de cabeça de poço 21, que não é mostrado na figura 10 porque está localizado dentro do carretei de orientação 139 do BOP. O carretei de orientação 139 do BOP tem uma extremidade superior com o mandril 146. O tubo ascendente de perfuração e o BOP serão conectados ao perfil externo no mandril 146 depois que o carretei de orientação 139 do BOP tiver sido conectado ao alojamento interno de cabeça de poço 21, a menos que o carretei de orientação do BOP seja instalado por meio do sistema de BOP e tubo ascendente.

Uma vez que o carretei de orientação 139 do BOP tenha orientado o suspensor de tubulação 31 (figura 1B), o poço será tipicamente perfurado e testado. O suspensor de tubulação 31 deve ser orientado com relação ao braço 133 porque a luva de orientação 44 (figura 3) do suspensor de tubulação 31 dá orientação final à árvore 39, conforme mostrado nas figuras IA e 1B. A árvore 39 tem o funil de árvore 149, que desliza por sobre o alojamento interno de cabeça de poço 12 à medida que é assentado. A válvula de interrupção de segurança 67 da árvore 30 é conectada ao loop de linha de fluxo 14 9, que leva, em volta da árvore 39, até o conector de linha de fluxo 151 no lado oposto, conforme mostrado na figura 1B. O conector de linha de fluxo 151 será conectado à linha de fluxo 153, que leva tipicamente até um conjunto de tubulações ou equipamento de processamento submarino. Nesta modalidade, a linha de fluxo 153 é montada em um pino de guia vertical ou mandril 155, que é fixado no funil de guia 135 de modo a orientar a árvore 39. Outros tipos de conexão com o conector de linha de fluxo 151 podem ser também empregados. Conseqüentemente, a árvore é orientada de modo que seu conector de linha de fluxo 151 fique em registro com a linha de fluxo 153.

Recuperação e Instalação do Tampão Depois de instalada a árvore 39, o tampão 159 (figura 12) deve ser removido do perfil de tampão 157 localizado dentro do suspensor de tubulação 31, conforme mostrado na figura 11. 0 tampão 159 mantém a pressão que está dentro da tubulação 33 depois que o carretei de orientação 139 do BOP (figura 10) é removido e antes da instalação da árvore 39 (figura IA). O tampão 159 é convencional e tem uma ou mais vedações 161, que fazem vedação dentro da passagem de produção 41 do suspensor de tubulação 31. O tampão 159 tem uma pluralidade de elementos de travamento 163, que se moverão em sentido radial para fora entre uma posição de retração e uma posição estendida. Os elementos de travamento 163 encaixam-se em uma ranhura correspondente no perfil 157.

De preferência, em lugar se utilizar um cabo no interior de um tubo ascendente de recuperação, como é típico, é utilizada a ferramenta de tampão 165 instalada pelo ROV. A ferramenta de tampão 165 não tem um tubo ascendente que se estenda até a superfície, ela é, antes, abaixada sobre uma linha de elevação. A ferramenta de tampão 165 tem uma estaca hidráulica ou mecânica 167 para engatamento pelo ROV 169. A ferramenta de tampão 165 assenta-se no topo do mandril 81 da árvore. Uma vedação retida na ferramenta de tampão 165 encaixa-se em uma cavidade no mandril 81 da árvore 39. Quando dotada de movimento de pressão hidráulica ou mecânico do ROV 169, o conector 171 entrará em contato com o mandril 81 da árvore 39. De maneira semelhante, o conector 171 pode retrair-se por pressão hidráulica ou movimento mecânico fornecido pelo ROV 169. A ferramenta de tampão 165 inclui a haste axialmente móvel 173, que é acionada pela pressão hidráulica fornecida à estaca hidráulica 174. A ferramenta de recuperação 175 é localizada na extremidade inferior da haste 173 para recuperar o tampão 159. Uma ferramenta de fixação 177 pode ser presa à haste 173 para fixar o tampão 159 no caso de a recuperação exigir a remoção da árvore 39. A ferramenta de fixação 177 pode ser de diversos tipos e, para ilustração do principio, é mostrada conectada pelo pino de cisalhamento 17 9 ao tampão 159. Uma vez que os elementos de travamento 163 tenham entrado em contato com o perfil 157, um impulso para cima sobre a haste 173 faz com que o pino de cisalhamento 17 9 seja cisalhado, deixando o tampão 150 no lugar. A ferramenta de recuperação 175, mostrada nas figuras 13 e 14, pode ser também de diversos tipos convencionais. Nesta modalidade, a ferramenta de recuperação 175 tem um corpo 181, que se insere parcialmente no receptáculo 183 no tampão 159. A luva posicionadora 185 na parte externa do corpo 181 será assentada sobre o aro do receptáculo 183. A garra indicadora 187 é localizada dentro da luva posicionadora 185 e projeta-se abaixo de uma distância selecionada. Quando a luva posicionadora 185 tiver sido assentada sobre o aro do tampão 159, a garra indicadora 187 será alinhada com a ranhura 189 dentro do tampão 159. A garra indicadora 187 e a luva 185 são ligadas ao pistão 191. O pistão 191 é abastecido com fluido hidráulico pelo ROV 169 (figura 10) por meio de uma das estacas 174. A mola 193 é comprimida enquanto a ferramenta de recuperação 175 está na posição de liberação, mostrada na figura 13. A mola 193 impele o pistão 191 até uma posição mais baixa. Quando a pressão hidráulica é liberada na passagem 192, a mola 193 fará com que o corpo 181 se mova para cima até a posição mostrada na figura 14. Nesta posição, a parte de parede 194 do corpo 181 será posicionada diretamente em sentido radial para dentro da garra indicadora 187, impedindo a garra indicadora 187 de desprender-se do perfil 189. Uma vez presa a ferramenta de recuperação 175 ao tampão 159, o ROV 169 atuará uma das estacas hidráulicas ou interfaces mecânicas 174 para fazer com que a haste 173 (figura 11) se mova para cima. A garra indicadora 187 faz com que as garras 163 sejam radialmente retráteis durante este movimento para cima à medida que o tampão 159 é desprendido. Uma vez que o tampão 159 está acima da válvula 65 da árvore, a válvula 65 da árvore pode ser fechada, permitindo que todo o conjunto da ferramenta de tampão 165 seja recuperado até a superfície com uma linha de elevação.

Desenvolvimento do Campo A figura 16 mostra esquematicamente um método preferido para desenvolver um campo com uma pluralidade de conjuntos de cabeça de poço 11 com pouco afastamento entre si. Este método é particularmente útil em águas suficientemente profundas, de modo que uma plataforma flutuante 195 deve ser utilizada. A plataforma 195 será mantida na posição sobre os poços por diversos dispositivos convencionais, tais como impulsores ou amarrações. A plataforma 195 tem uma torre 197 com o guincho 199 para perfuração e execução de determinadas operações nos poços. A plataforma 195 tem também um tubo ascendente de perfuração 201, que é utilizado para perfurar e revestir os poços. O tubo ascendente de perfuração 201 tem um controlador preventivo de erupção 203 dentro do mesmo. Na operação específica mostrada, uma coluna do tubo ascendente de perfuração 205 é mostrada estendendo-se para dentro do poço através do tubo ascendente 201. A plataforma 195 tem também, de preferência, um guindaste ou guincho de linha de elevação 207 para instalar a linha de elevação 209. A linha de elevação 207 é localizada perto de um lado da plataforma 195, enquanto a torre 197 é normalmente localizada no centro. Opcionalmente, o guincho de linha de elevação 207 pode ser localizado em outra embarcação, que não teria tipicamente uma torre 197. Na figura 14, a árvore 39 é mostrada sendo abaixada sobre a linha de elevação 209.

Operação de Perfuração e Completação Em operação, com referência à figura 8, o alojamento externo 13, juntamente com o anel 125 e o braço 133, é abaixado para dentro do mar. O alojamento externo 13 é localizado na extremidade superior do condutor 15, que é lançada para dentro da terra de modo a formar a primeira parte do poço. À medida que o condutor 15 se aproxima do leito marinho, o conjunto inteiro e o braço 133 serão fixados na posição desejada. Esta posição será selecionada com base na maneira pela qual o campo será desenvolvido no que se refere a outros poços, conjuntos de tubulações, equipamento de processamento submarino e semelhantes. Uma vez que o condutor 15 tenha sido lançado no lugar e posteriormente no programa de construção submarino, o operador pode soltar os pinos de travamento 129 e girar o pino 125 de modo a posicionar o braço 133 em uma orientação diferente. Este reposicionamento subseqüente do braço 133 é efetuado conforme necessário ou à medida que seja necessário alterar o desenvolvimento do campo para otimizar os pontos de conexão para os cabos de segurança de linha de fluxo do poço. O operador em seguida perfura o poço até uma profundidade maior e instala o revestimento 117, se tal revestimento estiver sendo utilizado. O revestimento 117 será cimentado no poço. O operador em seguida perfura até uma profundidade maior e abaixa o revestimento 23 para dentro do poço. 0 revestimento 23 e o alojamento de cabeça de poço de alta pressão 21 são assentados no tubo ascendente de perfuração e cimentados no lugar. Nenhuma orientação é necessária para o alojamento interno de cabeça de poço 21. 0 operador pode, então, executar as mesmas etapas para dois ou três poços adjacentes reposicionando a plataforma de perfuração 195 (figura 15). 0 operador conecta o tubo ascendente 201 (figura 15) ao alojamento interno de cabeça de poço 21 e perfura através do tubo ascendente 201 até a profundidade total. O operador em seguida instala o revestimento 29, que é sustentado pelo suspensor de tubulação 27. Em alguns casos, uma coluna adicional de revestimento seria instalada, com o poço sendo perfurado até uma profundidade ainda maior. O operador está então posicionado para instalar o suspensor de tubulação 31 (figura 1B). Em primeiro lugar, o operador desliga o tubo ascendente de perfuração 201 (figura 15) e o BOP 203 e os suspende para fora para um lado do conjunto de cabeça de poço 11. O operador abaixa o carretei de orientação 139 do BOP sobre a linha de elevação 209 por sobre o alojamento interno de cabeça de poço 21, conforme mostrado na figura 8. Com a ajuda de um ROV, o soquete 143 é posicionado para alinhar-se com o pino 137. O carretei de orientação 139 do BOP é travado e vedado no alojamento interno de cabeça de poço 21. O carretei de orientação 139 do BOP pode ter sido previamente instalado em um poço adjacente deixado temporariamente abandonado. O operador em seguida prende o tubo ascendente de perfuração 201, inclusive o BOP 203, (figura 15) ao mandril 146 (figura 10) do carretei de orientação 139 do BOP. O operador abaixa a tubulação 33 e o suspensor de tubulação 31 através do tubo ascendente de perfuração 201 sobre a ferramenta de assentamento 111 (figura 6) , que é presa a uma coluna de assentamento do suspensor de tubulação, que é um tubo ascendente de pequeno diâmetro. Uma vez conectada a ferramenta de assentamento 111 ao suspensor de tubulação 31, o atuador 117' é, de preferência, levado a executar seu curso de modo a mover o elemento de contato 109' para baixo, fazendo assim com que a luva de vaivém 101 se mova para baixo. Isto abre a passagem anular de tubulação 83 para fluxo ascendente e descendente. A ferramenta de assentamento 111 tem um pino retrátil (não mostrado) que se encaixa na fenda de guia 147 do carretei de orientação do BOP (figura 8), fazendo com que gire o suspensor de tubulação 31 até a posição desejada à medida que se assenta dentro do suspensor de revestimento 27. Alternativamente, o pino montado no carretei de orientação do BOP é atuado pelo ROV de modo a entrar em contato com a ferramenta de assentamento do suspensor de tubulação.

Depois de fixado o suspensor de tubulação 31, o operador pode testar a válvula anular 89 fazendo com que o atuador 117' execute seu curso para cima, desengatando o elemento de contato 109 da luva 101, conforme mostrado na figura 6. A mola 115 empurra a luva 101 até a posição de fechamento superior. Nesta posição, a vedação 99 da cabeça de válvula estará entrando em contato com a sede 103 da luva, bloqueando o fluxo ou na direção para cima ou na direção para baixo. Enquanto na posição superior, o anel dividido detentor 105 encaixa-se na ranhura 107, impedindo qualquer movimento para baixo. O operador em seguida aplica pressão de fluido à passagem 118' dentro da ferramenta de assentamento 111. Isto pode ser feito fechando-se o controlador preventivo de erupção no tubo ascendente de perfuração 201 sobre o tubo ascendente de pequeno diâmetro acima da ferramenta de assentamento 111. A extremidade superior da passagem 118' comunica-se com o espaço anular que circunda o tubo ascendente de pequeno diâmetro abaixo do controlador preventivo de erupção no tubo ascendente de perfuração 201. Este espaço anular está também em comunicação com uma das linhas de obstrução e amortecimento do tubo ascendente de perfuração 201. 0 operador bombeia o fluido para baixo ao longo da linha de obstrução e amortecimento, o qual flui para baixo ao longo da passagem 118' e atua de encontro à luva 101. 0 anel dividido 105 impede que a luva de vaivém 101 se mova para baixo, permitindo que o operador determine se ou não as vedações 99 na cabeça de válvula 97 estão vazando. O poço pode ser, então, perfurado e completado de maneira convencional. Em uma técnica, isto é feito antes da instalação da árvore 39 abaixando-se uma pistola de perfuração (não mostrada) através do tubo ascendente de pequeno diâmetro no tubo ascendente de perfuração 201 (figura 15) e através da tubulação 33. 0 tubo ascendente de pequeno diâmetro pode incluir opcionalmente um árvore de teste submarina que se estende através do tubo ascendente de perfuração.

Se desejado, o operador pode fazer circular para fora o fluido pesado contido no poço antes da perfuração. Isto pode ser feito abrindo-se a válvula anular de tubulação 89 por meio do curso descendente do atuador 117' e do elemento de contato 109'. O elemento de contato 109' libera o anel dividido 105 da ranhura 107 e empurra a luva 101 para baixo até a posição de abertura da figura 7. Um orifício como uma luva corrediça (não mostrada) na extremidade inferior da tubulação 33 é convencionalmente aberto e o controlador preventivo de erupção no tubo ascendente de perfuração é fechado em volta da coluna de assentamento do suspensor de tubulação. O operador pode fazer circular para baixo a coluna de assentamento e a tubulação 33, com o fluxo retornando para cima, ao longo do espaço anular 85 da tubulação, para dentro do tubo ascendente de perfuração 201 e para cima até uma linha de obstrução e amortecimento. A circulação inversa pode ser também efetuada.

Após a perfuração e a verificação, o operador fixará o tampão 159 (figura 12) no perfil 157 (figura 11) na passagem de produção 32 do suspensor de tubulação. A válvula anular de tubulação 89 é fechada até a posição da figura 6 por meio do curso ascendente do atuador 117', fazendo com que a mola 115 mova a luva 101 para cima. 0 operador em seguida recupera a ferramenta de assentamento 111 sobre a coluna de assentamento através do controlador preventivo de erupção e do tubo ascendente de perfuração 201. A válvula de segurança de fundo de poço (não mostrada) na tubulação 33 fica acima das perfurações e é de preferência fechada, de modo a se obter uma primeira barreira de pressão; o tampão 159 na passagem de produção 32 do suspensor de tubulação proporcionando a segunda barreiras de pressão. O espaço anular 85 da tubulação normalmente não teria pressão, e a válvula anular de tubulação 89 proporciona uma segunda (temporária) barreira além das barreiras primárias à pressão do furo do poço, estas sendo a tubulação de produção propriamente dita e o obturador de produção no sistema de completação de tubulação. O operador, em seguida, recupera a ferramenta de assentamento 111 (figura 6) sobre o tubo ascendente de pequeno diâmetro. O operador libera o tubo ascendente de perfuração 201 e o BOP 203 do carretei de orientação 130 do BOP (figura 8) e recupera o carretei de orientação 139 do BOP na linha de elevação 209 (figura 15) ou instala o carretei de orientação 130 do BOP em um poço adjacente. 0 operador pode, então, fazer deslizar a plataforma 195 sequencialmente por sobre os demais poços para execução das mesmas funções com o carretei de orientação 139 do BOP e o tubo ascendente de perfuração 201 para um poço diferente. Uma vez a tubulação 2 9 assentada e perfurada em um poço especifico, não há mais necessidade do tubo ascendente de perfuração 201 ou da torre 197 (figura 15) nesse local. Embora a plataforma 195 possa ser levada a deslizar para fora de alinhamento com o poço especifico (como exemplo, para continuar as operações em uma localização de poço adjacente), um ROV pode guiar a linha de elevação 209 para baixo de modo a entrar em contato com e recuperar ou mover o carretei de orientação 139 do BOP com a finalidade de permitir a recuperação até a superfície ou, então, o movimento até ainda outro poço adjacente, dentro de uma proximidade operacional. O operador está agora posicionado para assentar a árvore 39 sobre a linha de elevação 209 (figura 15) . A árvore 39 é orientada até a posição desejada pelo contato final dos elementos de orientação 44 e 46 (figura 3). Isto posiciona o conector de árvore 151 em alinhamento com o conector de linha de fluxo 153, se este já tiver sido instalado, ou pelo menos em alinhamento com o soquete 127. O conector de linha de fluxo 153 pode ser instalado após a instalação da árvore 39, ou muito antes, mesmo antes do assentamento do alojamento de cabeça de poço de alta pressão 21. À medida que a árvore 39 é assentada no alojamento de cabeça de poço 21, sua extremidade inferior se moverá para dentro do furo 25 do alojamento de cabeça de poço 21, e o tubo de isolamento 43 será fixado na passagem de produção 32 do suspensor de tubulação 31. Ao ser abaixado, o elemento de orientação 44 entra em contato com a luva de orientação 4 6 de modo a orientar adequadamente a árvore 39 com relação ao suspensor de tubulação 31. Uma vez assentada, o operador fornece pressão de fluido hidráulico à luva de carne 55, fazendo com que as garras 53 empurrem o elemento de travamento 51 (figura 2) até a posição de contato externa com o perfil 35. 0 conector de linha de fluxo 151 (figura 1B) da árvore 39 alinha-se com o conector de linha de fluxo 153, e a passagem anularem de tubulação (não mostrada) na árvore 39 é conectada a um conjunto de tubulações ou instalação afim.

Com referência às figuras 11-13, em uma técnica preferida, com a linha de elevação 209 (figura 15) e o auxilio do ROV 169, o operador conecta a ferramenta de tampão 165 ao mandril 81 da árvore e remove o tampão 159 no suspensor de tubulação 31 com a ferramenta de recuperação 175. A válvula 65 da árvore é fechada uma vez que o tampão 159 esteja acima dela. A ferramenta de tampão 165 pode ser recuperada e uma capa de controle de poço instalada, utilizando-se tipicamente o ROV 169. A árvore 39 deve estar pronta para produção.

Com referência à figura 5, durante a produção, a válvula anular de tubulação 89 pode permanecer fechada, mas é tipicamente mantida aberta para monitoramento da pressão no espaço anular 85 da tubulação. Se a válvula anular de tubulação 89 estiver fechada, ela pode ser aberta a qualquer momento por meio do curso descendente do atuador 117 (figura 5) da árvore 39. Qualquer pressão dentro do espaço anular 85 da tubulação é comunicada, através da passagem anular 118 da tubulação na árvore 30, a uma instalação de monitoramento e eliminação pela sangria.

Para uma operação de recuperação que não envolva ação de puxar a tubulação 33, um tubo ascendente leve, com um controlador preventivo de erupção, pode ser preso ao mandril 81 da árvore. Uma linha umbilical conectaria tipicamente a passagem anular de tubulação na árvore 39 à embarcação de superfície. Ferramentas de cabo podem ser abaixadas através do tubo ascendente, da passagem 41 da árvore e da tubulação 33. 0 poço pode ser amortecido pelo curso descendente do atuador 117 (figura 5) para abrir a válvula anular de tubulação 89. A circulação pode ser feita bombeando-se para baixo ao longo do tubo ascendente, através da tubulação 33 e do orifício inferior da tubulação 33 até o espaço anular 85 da tubulação. 0 fluido retorna através da passagem anular de tubulação 83 e da passagem 118 da árvore 39, à linha umbilical.

Para as operações de recuperação que exijam a ação de puxar a tubulação 33, a árvore 39 deve ser removida do alojamento de cabeça de poço 21. Um tubo ascendente leve não seria necessário se o tampão 159 do suspensor de tubulação (figura 12) fosse novamente fixado no perfil 157 do suspensor de tubulação 31 com a ferramenta de tampão 165 (figura 11) . 0 operador instala a ferramenta de tampão 165 utilizando a linha de elevação 209 (figura 15) e o ROV 169. O tampão 159 é preso à haste 173 e à ferramenta de recuperação 177 e abaixado para dentro do perfil 157. Uma vez engatados os elementos de travamento 163 no perfil 157, o operador desprende a ferramenta de recuperação 177 do tampão 159. A válvula de segurança de fundo de poço na tubulação 33 seria tipicamente fechada durante esta operação. A árvore 39 é recuperada na linha de elevação 209 com a ajuda do ROV 169. Em seguida, o tubo ascendente 201 (figura 15) é abaixado para estabelecer contato com o alojamento interno de cabeça de poço 21. O operador recupera a tubulação 33 e efetua a recuperação de maneira convencional.

Modalidade Alternativa A figura 16 mostra uma modalidade alternativa para as partes de conector internas da árvore 210. A árvore 210 é idêntica à árvore 39, a não ser por seu mecanismo de ligação. A árvore 210 tem uma pluralidade de garras 211, que se movem em sentido radial para dentro e para fora entre as posições de retração e estendida. As garras 211 entram em contato com o perfil interno 213 localizado dentro do furo do alojamento de cabeça de poço 214. O carne 215, quando movido em sentido axial para cima, faz com que as garras 211 se movam em sentido radial para fora. O carne 215 é preso a uma pluralidade de hastes 217. As hastes 217 levam ao pistão anular 219, ou então a uma pluralidade de cilindros hidráulicos montados externamente. O pistão 219 tem a câmara de travamento 22, que faz com que ele se mova para cima quando abastecido com pressão de fluido hidráulico, movendo o carne 215 até a posição superior. O pistão 219 tem também a câmara de liberação 223. Quando abastecido com pressão de fluido hidráulico, a pressão na câmara de liberação 223 força o pistão 219 para baixo, de modo a liberar as garras 211 para que se retraiam. De preferência, o afilamento entre o carne 215 e as garras 211 é um afilamento de travamento, de modo que o carne 215 não se moverá para baixo e a pressão hidráulica falhar.

Cabos de Segurança da Linha de Fluxo A figura 17 mostra a árvore 39 instalada, a árvore 39 tendo tipicamente um conjunto de controle 225 montado na mesma para controlar as diversas válvulas (não mostradas) montadas na árvore. Alternativamente, o controle das diversas válvulas pode ser feito em um centro de controle separado da árvore 39. As válvulas controlam o fluxo de fluidos dentro e da árvore 39. O acoplamento de linha de fluxo 153 é alinhado na posição de modo a casar-se com o acoplamento 151 da árvore. Os acoplamentos 153, 151 podem ser de diversos tipos, inclusive garra indicadora, fixador, flange ou outros tipos. 0 acoplamento de linha de fluxo 153 é montado em uma extremidade do cabo de segurança de linha de fluxo 226. 0 conector de linha de fluxo 151 da árvore terá sido previamente orientado em uma direção desejada, conforme discutido com referência às figuras 8 e 9. 0 mandril 155 estende-se a partir do acoplamento de linha de fluxo 153 para alojamento dentro do soquete 135. 0 mandril 155 posiciona o acoplamento de linha de fluxo 153 em alinhamento com o acoplamento 151 da árvore quando o cabo de segurança 22 6 é abaixado para dentro do mar a partir da superfície. Conforme também mostrado na figura 18, o mecanismo de articulação 227 conecta o acoplamento de linha de fluxo 153 e o mandril 155 ao cabo de segurança de linha de linha de fluxo 226. 0 mecanismo de articulação 227 permite que o cabo de segurança de linha de fluxo 226 se mova até uma posição paralela ao mandril 155, conforme indicado pelas linhas pontilhadas. Na posição de conexão, o acoplamento 153 está a um ângulo de 90° com relação ao mandril 155. O mecanismo de articulação 226 compreende uma forquilha e um par de pinos 229, que giram dentro de orifícios na forquilha.

Com referência à figura 19, o cabo de segurança de linha de fluxo 226 pode ser um conduto integrante único ou várias seções presas umas às outras, seja por roscas, extremidades flangeadas ou soldagem. O cabo de segurança de linha de fluxo 22 6 pode ser de aço ao carbono juntamente com várias outras ligas, tais como titânio e cromo. O cabo de segurança de linha de fluxo 226 pode ser também formado, pelo menos parcialmente, por materiais compósitos, tais como fibra em uma resina. O cabo de segurança de linha de fluxo 226 pode ser pré-dobrado em uma configuração arqueada ou pode ser curvado de maneira suficientemente flexível em uma configuração arqueada quando abaixado. Além disto, o cabo de segurança de linha de fluxo 22 6 pode ser formado por tubos flexíveis que são feitos de vários componentes articulados que se flexionam uns com relação aos outros. 0 cabo de segurança de linha de fluxo 226 pode ter uma única passagem através dele ou várias passagens. 0 cabo de segurança de linha de fluxo 22 6 tem também pelo menos uma parte que é flutuante. Nesta modalidade, uma pluralidade de pequenos segmentos flutuantes 231 são presos sobre o cabo de segurança de linha de fluxo 226, formando uma jaqueta flutuante. Conforme mostrado na figura 19, não é necessário que os segmentos 231 se estendam ao longo de todo o comprimento do cabo de segurança de linha de fluxo 226. Entretanto, eles devem estender-se o bastante para fazer com que a seção central arqueada flutue em um plano vertical. Se não pré-dobrado em uma conformação arqueada, o comprimento do cabo de segurança de linha de fluxo 226 com relação a seu diâmetro fará com que uma parte se flexione em uma conformação arqueada devido à flutuação mesmo se o conduto do cabo de segurança de linha de fluxo 22 6 for de aço. A flexibilidade do cabo de segurança de linha de fluxo 226 é de preferência suficiente para evitar qualquer deformação permanente devida à flutuação dos elementos flutuantes 231. A flutuação deve ser adequada para proporcionar flutuação à parte arqueada do cabo de segurança 22 6 se enchida com água, líquido de hidrocarboneto ou gás. Os segmentos 231 podem funcionar como limitadores de curva para prevenir o dobramento excessivamente do conduto do cabo de segurança de linha de fluxo 226. 0 conector vertical 233 é localizado na extremidade oposta ao conector 153. Os conectores 233 e 153 são de preferência negativamente flutuantes para facilidade de instalação. 0 conector 233, como o conector 153, pode ser de diversos tipos. Quando o cabo de segurança de linha de fluxo 226 é instalado, a parte que se estende a partir do conector 153 será horizontal, e a parte que se estende a partir do conector vertical 233 será vertical. Os elementos flutuantes 231 fazem com que a parte curvada adjacente ao conector vertical 233 se estenda para cima dentro de um plano vertical. A combinação da parte horizontal e da parte arqueada ao longo do comprimento do cabo de segurança 226 pode ser chamada de onda preguiçosa.

As figuras 20-27 mostram um método para conectar o conjunto de cabeça de poço 11 a um segundo componente, que neste caso é um conjunto de tubulações submarinas 235. O mesmo método pode ser utilizado para conectar o conjunto de tubulações 235 a outros componentes submarinos, como, por exemplo, uma unidade de processamento de fluido submarina. O segundo componente 235 pode ser outra linha de fluxo, ou uma cadeia do tipo margarida com outro poço. 0 conjunto de tubulações 235 recebe fluxo de vários poços submarinos e encaminha esse fluxo para outro equipamento de processamento. 0 segundo componente 235 pode incluir tal equipamento normalmente montado na árvore 39 (figura IA) , como um obturador, uma válvula de isolamento de fluxo de produção/injeção, medidores de fluxo multifásicos, monitoramento de erosão, monitoramento de corrosão e monitoramento de pressão e temperatura. A conexão do cabo de segurança de linha de fluxo 226 com o conjunto de cabeça de poço submarino 11 pode ocorrer em qualquer momento após o assentamento do alojamento de cabeça de poço de baixa pressão. 0 comprimento do cabo de segurança 22 6 é maior que a distância horizontal entre o conjunto de cabeça de poço 11 e o conjunto de tubulações 235. 0 comprimento adicional é suficiente para a configuração de onda preguiçosa mostrada nas figuras 19 e 27, mas a configuração precisa e o comprimento adicional do cabo de segurança 226 através da distância horizontal efetiva não são críticos. As distâncias entre o conjunto de cabeça de poço 11 e o conjunto de tubulações 235 podem variar e podem ser tipicamente tão curtas quanto 30 metros e tão compridas quanto vários quilômetros.

Conforme mostrado na figura 20, a linha de elevação 20 9 é presa a uma das extremidades do cabo de segurança de linha de fluxo 226. Nesta modalidade, ela é mostrada presa ao segundo conector 233. A flutuação negativa do primeiro conector 153 faz com que ele assuma uma elevação menor que a de qualquer outra parte do cabo de segurança à medida que está sendo abaixado. Além disto, a flutuação negativa faz com que o mandril 155 se articule até uma orientação paralela à do cabo de segurança de linha de fluxo 22 6. 0 cabo de segurança de linha de fluxo 22 6 é essencialmente reto e vertical nas posições das figuras 20-23.

Na figura 21, o mandril 155 (figura 17) é mostrado sendo fixado no soquete 135 enquanto a linha de elevação 209 está ainda presa. Câmaras remotas podem ser utilizadas para guiar o mandril 155 para dentro do soquete 135. Com referência à figura 22, enquanto o cabo de segurança de linha de fluxo 226 está ainda vertical, o ROV 237 é mostrado prendendo opcionalmente a linha de tração 239 ao conector vertical 233. Conforme mostrado na figura 23, o ROV 237 desenrola a linha de tração 239 e se assenta no tubo de tubulações 237. A linha de elevação 209 mantém ainda o cabo de segurança de linha de fluxo 22 6 na orientação vertical na figura 23. Em seguida, conforme mostrado na figura 24, o ROV 237 puxa enrolando a linha de tração 239, fazendo com que o segundo conector 233 se aproxime do conjunto de tubulações 235, com orientação lateral se necessário. 0 mecanismo de articulação 227 (figura 18) permite que o primeiro conector 153 e uma parte do cabo de segurança de linha de fluxo 226 se movam até uma posição horizontal. A figura 25 mostra o ROV 237 conectando o segundo conector 233 a um mandril adequado no conjunto de tubulações 235. Em seguida, conforme mostrado na figura 26, o ROV 237 move-se para entrar em contato com o primeiro conector 153. 0 ROV 237 efetua a atuação de modo a fazer com que o primeiro conector 153 entre em contato à maneira de vedação e seja preso ao acoplamento 151 da árvore (figura IA) . A figura 27 mostra o cabo de segurança de linha de fluxo 226 na posição desejada, com a linha de elevação 209 removida e sendo recuperada assim como o ROV 237. Os elementos flutuantes 231 (figura 19) fazem com que a parte arqueada do cabo de segurança de linha de fluxo 226 flutue em um plano vertical após a instalação.

Na modalidade da figura 28, o cabo de segurança de linha de fluxo 241 pode ser construído da mesma maneira que a do cabo de segurança de linha de fluxo 22 6 (figura 19) . Ele pode conter uma jaqueta flutuante (não mostrada) através de todo o seu comprimento ou uma parte. Ambos os conectores 243, 245 são tipos verticais, como o conector 233 (figura 19) . Conseqüentemente, a flutuação do cabo de segurança de linha de fluxo 241 faz com que a configuração arqueada única flutue em um plano vertical após a instalação.

Sistema de Processamento Submarino A figura 29 mostra esquematicamente um sistema de processamento submarino para os diversos conjuntos de cabeça de poço 11 dentro de um campo. 0 sistema de processamento submarino separa a água e a areia do óleo que é produzido. 0 sistema inclui uma pluralidade de separadores 251. Um único separador 251 pode ser utilizado com cada conjunto de poço submarino 11, ou mais de um poço 11 podem ser alimentados para dentro de um separador 251, tipicamente por meio de um sistema coletor (conjunto de tubulações).

Conforme mostrado na figura 30, cada separador compreende um recipiente cilíndrico horizontal 253, que é localizado no leito marinho. A entrada de óleo e água 255 é localizada na extremidade a montante do recipiente 253 do separador. A saída de óleo 257 é localizada na extremidade a jusante do recipiente 253 do separador. Geralmente, profundidades de água maiores exigirão uma pressão de distribuição de cabeça de poço mais elevada com volumes de gás livre reais mais baixos correspondentes. Volumes de gás livre mais baixos são benéficos para separação óleo/água, uma vez que menos bolhas de gás migrarão verticalmente e perturbarão o padrão de fluxo horizontal gerado pelo óleo e pela água que fluem através do recipiente 253 do separador. Uma baixa porcentagem de gás livre no fluido também permite que mais do recipiente do separador seja utilizado na separação óleo/água.

Além da questão descrita acima, uma pressão mais elevada dentro do recipiente 253 do separador por si mesma terá impacto sobre a separação. Resultados preliminares mostram que a separação ocorre mais facilmente a pressões mais elevadas. Isto pode ser causado pelo fato de que uma pressão mais elevada faz com que a fração de hidrocarboneto líquida seja mais leve, daí o aumento na diferença de densidade entre a água e o óleo. A fração de hidrocarboneto torna-se mais leve porque as frações de hidrocarboneto liquidas são liqüefeitas à pressão mais elevada, reduzindo a densidade total da fazer de hidrocarboneto liquida. 0 recipiente 253 do separador é projetado para suportar as pressões externas elevadas devidas à água muito profunda. Além disto, não se pode reduzir a pressão externa teórica máxima por pressão interna antecipada nos cálculos de desenho. Geralmente, diâmetros menores permitirão uma espessura de parede menor para a mesma pressão externa. Por exemplo, um cilindro com diâmetro de 2,8 metros exige uma espessura de parede de 140 mm para suportar uma pressão selecionada. Um cilindro com diâmetro de 0,5 metro suportará a mesma pressão com uma espessura de parede de 25 mm. Consequentemente, o separador 253 tem um diâmetro razoavelmente pequeno, de preferência de não mais de 1/10 de seu comprimento. O separador 252 pode ser de diversos tipos para separar a água e o óleo. Nesta modalidade, o separador 259 utiliza uma unidade de coalescência 259. A unidade de coalescência 259 tem uma pluralidade de tubos 261 dentro dela, cada um dos tubos estando a um potencial elétrico, conforme mostrado na figura 31. Um campo eletrostático de alta tensão é aplicado à mistura de óleo e água nos tubos 261. Pela exposição da mistura de água e óleo a um campo eletrostático, as pequenas gotas de água dipolares contidas na fase de óleo são orientadas de uma maneira que as faz colidirem e coalescerem umas com as outras. Isto faz com que as pequenas gotas de água se tornem pequenas gotas maiores. Geralmente, as pequenas gotas maiores movem-se e separam-se mais rapidamente do que as pequenas gotas menores. Conseqüentemente, uma primeira separação da água e do óleo ocorre imediatamente após a unidade de coalescência 259. Isto reduz o tempo de retenção necessário para remover a água do óleo produzido através de uma separação por gravidade pura, permitindo que o diâmetro e o volume do recipiente 253 do separador sejam reduzidos.

Conforme mostrado na figura 31, a tensão de preferência baixa fornecida da superfície por meio de uma linha umbilical é direcionada através dos fios de baixa tensão 263 para dentro do recipiente 253 do separador. Uma pluralidade de transformadores 265 transformam a baixa tensão na tensão elevada que é necessária para o campo eletrostático. 0 mesmo fornecimento de energia de baixa tensão é utilizado para outras funções, tais como acionar os solenóides e sensores envolvidos com o controle 225 (figura 17) de cada poço submarino 11.

Se a unidade de coalescência 259 não for adequada para atingir o desempenho de separação de água desejado, uma segunda unidade separadora pode ser utilizada. 0 segundo estágio pode ser outra unidade de coalescência ou pode ser uma unidade de tipo diferente, como a unidade de dieletroforese 267. A unidade 267 utiliza também um campo eletrostático de alta tensão, mas o campo é configurado para forçar as pequenas gotas de água para dentro das seções designadas da unidade 267 e formar assim correntes de água. Eletrodos 269 sob a forma de folhas ondulantes 269, conforme mostrado nas figuras 32 e 33, são utilizados. As folhas de eletrodo 269 têm um afastamento pequeno entre si e são dispostas lado a lado de modo a se definirem partes de passagem constritivas e partes de passagem alargada. As partes de passagem constritivas resultam de dois vales adjacentes, enquanto as partes de passagem alargadas resultam de dois picos adjacentes de cada folha de eletrodo 269. As folhas 269 forçam as pequenas gotas de água a moverem-se na direção da seção mais resistente do campo eletrostático, que fica nas partes mais estreitas. As forças impostas pelo campo eletrostático são da ordem de magnitude de duas a cinco vezes maior que a força da gravidade. Este fenômeno é utilizado para guiar as pequenas gotas de água para dentro destas partes de passagem predeterminadas, onde elas formam seções de liquido com alto teor de água que se separarão facilmente imediatamente a jusante da unidade 267. A unidade de dieletroforese 267 reduz o tempo normalmente necessário para um separador por gravidade convencional.

Novamente com referência à figura 30, a antepara 271 estende-se para cima a partir do recipiente 253 do separador perto de sua extremidade a jusante. A antepara 271 tem uma altura que é metade do diâmetro do recipiente 253 do separador, portanto define uma seção inferior para coletar as concentrações de água mais elevadas. A saida de água 273 é localizada no fundo do recipiente 253 do separador a montante da antepara 271.

Novamente com referência à figura 29, o obturador 275 é de preferência localizado a jusante da saida de óleo 257. O obturador 275 é um dispositivo convencional que apresenta um orifício variável para controle da pressão e da vazão de fluxo. Na técnica anterior, o obturador é tipicamente localizado na árvore, portanto a montante de qualquer processo de separação. Nesta modalidade, o obturador 275 é localizado a jusante de cada separador 251 para impedir o cisalhamento e a imisção de óleo e água. O cabo de segurança de linha de fluxo 277 conecta o obturador 275 ao conjunto de tubulações 279. O cabo de segurança de linha de fluxo 277 pode ser construído de mesma maneira que o cabo de segurança 226 (figura 19) ou o cabo de segurança 241 (figura 28) ou pode ser de uma forma mais convencional. O obturador 275 pode ser incorporado como parte do cabo de segurança de linha de fluxo 277, de modo que seja abaixado e instalado com o cabo de segurança 277. Alternativamente, o obturador 275 pode ser montado no conjunto de tubulações 279 ou em outro equipamento submarino. 0 conjunto de tubulações 279 é mostrado como uma unidade convencional que tem um par de linhas 281 e 283 que levam até a superfície para distribuição do óleo separado e de qualquer gás arrastado nele. Os cabos de segurança 277 de cada um dos diversos separadores 251 levam até o conjunto de tubulações 279. Nesta modalidade, a saída de água separada 273 de cada separador é conectada à linha de fluxo 284, que leva até o módulo de válvula 285. As diversas linhas de fluxo 284 ligam-se umas às outras no módulo de válvula 285, com o fluxo combinado levando da linha 286 até a entrada da bomba submarina 287. A bomba de água 287 elimina a água em um poço de injeção. Diversos equipamentos podem ser conectados entre a bomba de água 287 e o poço de injeção. Neste exemplo, a linha de saída 288 da bomba leva até o separador hidrociclônico ou centrífugo 289, que separa a areia da corrente de líquido que foi produzida nos poços. 0 separador hidrociclônico 289 tem a saída de areia 2 91, que leva até o recipiente de armazenamento 292 para eliminação posterior periódica. Por exemplo, a areia pode ser bombeada de volta ao espaço anular de revestimento de um ou mais dos conjuntos de cabeça de poço submarinos 11. 0 recipiente 292 é mostrado conectado ao conjunto de tubulações 283 por meio da linha 298. Periodicamente, a saída de alta pressão da bomba 287 é direcionada para dentro do recipiente 292, conforme indicado, para fazer com que a areia acumulada se mova através da linha 298. A saída de líquido 293 do separador hidrociclônico 289 leva até outro separador de óleo/água 295, que é do tipo centrifugo ou hidrociclônico para remover quaisquer pequenas gotas de óleo localizadas na corrente de água. 0 óleo separado leva através da linha 296 até a linha 283 do conjunto de tubulações. A saida de água do separador 295 deve ser suficiente isenta de óleo e leva até a linha de fluxo de injeção 297 para distribuição para um poço de injeção. A válvula 301 é conectada à linha 303, que leva da saida da bomba 287. A linha 303 ramifica-se em linhas separadas, cada uma delas conectada a uma das linhas 284 que levam de um dos separadores 251. Cada linha 303 tem uma válvula 305. A abertura das válvulas 301 e 305 permite que o liquido que é bombeado pela bomba 287 flua para trás através de uma das linhas de saida de água 284 para dentro da saida de água para retrolavagem. Areia e outros depósitos acumulam-se nos recipientes de separação submarinos 253. Estes depósitos de areia e/ou outros são removidos de cada separador 251 por injeção de retrolavagem através das linhas 284. A injeção de água produz turbilhonamento dentro de cada recipiente de separador 253 para fazer com que a areia retida e outros depósitos no separador 251 fluam com o óleo produzido para fora das linhas 281 e 283 do conjunto de tubulações. Normalmente, o fluido de retrolavagem é distribuído para apenas um separador 251 de uma vez. A invenção tem vantagens significativas. A utilização de uma árvore leve permite que uma linha de elevação seja utilizada para abaixar a árvore sobre o alojamento de cabeça de poço. A utilização da linha de elevação libera a torre e o guincho para utilização na perfuração ou completação de outro poço simultaneamente. A ferramenta de remoção de tampão atuada pelo ROV permite que tampões sejam puxados e fixados sem a utilização de um tubo ascendente. A válvula anular de tubulação permite a circulação sem remover os tampões ou exigir um tubo ascendente de completação de duas colunas. 0 equipamento e o método de orientação permitem que se façam alterações no cabo de segurança de linha de fluxo de orientação após a instalação no alojamento externo de cabeça de poço. 0 posicionamento do obturador a jusante de um separador submarino proporciona pressão mais elevada no separador, o que melhora a separação. A retrolavagem seletiva dos separadores permite a descarga dos sólidos e depósitos do sistema de uma maneira controlada e não disruptiva.

Embora a invenção tenha sido mostrada em apenas algumas de suas formas, deve ficar evidente aos versados na técnica que ela não está limitada por elas, mas é suscetível de diversas alterações sem abandono do alcance da invenção.

Claims

1. Método para perfurar e completar uma pluralidade de poços submarinos, compreendendo: (a) com um conjunto de perfuração de poço em uma plataforma flutuante (195), conectar um tubo ascendente de perfuração (201) a um primeiro alojamento de cabeça de poço, perfurar e revestir um primeiro poço, em seguida manobrar uma coluna de tubulação e assentar um suspensor de tubulação (31) no primeiro alojamento de cabeça de poço; caracterizado pelo fato de que: (b) com o conjunto de perfuração de poço na plataforma flutuante (195), desconectar o tubo ascendente de perfuração (201) do primeiro alojamento de cabeça de poço, conectar o tubo ascendente de perfuração (201) a um segundo alojamento de cabeça de poço e executar operações em um segundo poço; e (c) enquanto se executa pelo menos parte das operações no segundo poço na etapa (b), conectar uma linha de elevação (209) de uma árvore de produção (39) a partir de um gancho de linha de elevação que está na mesma plataforma flutuante (195) e espaçado do conjunto de perfuração de poço, e abaixar a árvore de produção (39) sobre a linha de elevação (209) para o primeiro alojamento de poço e conectar a árvore (39) ao primeiro alojamento de cabeça de poço.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que: durante a etapa (a), o conjunto de perfuração de poço é localizado sobre o primeiro alojamento de cabeça de poço; e a plataforma (195) é movida da posição na etapa (a) após o tubo ascendente de perfuração (201) ser desconectado para posicionar a torre acima do segundo alojamento de cabeça de poço; e a etapa (c) é executada simultaneamente a partir da plataforma (195) enquanto se executam as operações no segundo poço.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa (a) compreende adicionalmente perfurar o primeiro poço e fixar um tampão dentro do suspensor de tubulação (31).

4. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente, após a etapa (c): abaixar uma ferramenta de remoção de tampão (175) sobre a linha de elevação (209) e assentar a ferramenta de remoção de tampão (175) na árvore (39); remover o tampão (159) com a ferramenta de remoção de tampão (175); em seguida desconectar a ferramenta de remoção de tampão (175) da árvore (39) e recuperar a ferramenta de remoção de tampão (175) na linha de elevação (209).

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que: a etapa (a) compreende adicionalmente prover o suspensor de tubulação (31) de uma válvula anular de tubulação (89) e fechar a válvula anular de tubulação (89) antes de desconectar o tubo ascendente de perfuração (201) do primeiro alojamento de cabeça de poço; e a etapa (c) compreende adicionalmente abrir seletivamente a válvula anular de tubulação (89) depois que a árvore (39) é assentada no primeiro alojamento de cabeça de poço.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que: a etapa (a) compreende adicionalmente a válvula anular de tubulação (89) fechar devido à propensão de uma mola antes de desconectar o tubo ascendente de perfuração (201) do primeiro alojamento de cabeça de poço; e a etapa (c) compreende adicionalmente prover a árvore (39) com um atuador acionado hidraulicamente (117) e abrir a válvula anular de tubulação (89) com o atuador (117) depois que a árvore (39) estiver assentada no primeiro alojamento de cabeça de poço.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa (a) compreende adicionalmente: prover o suspensor de tubulação (31) com um elemento de orientação e girar o suspensor de tubulação (31) até a orientação desejada; a etapa (c) compreende adicionalmente: prover a árvore (39) com um elemento de orientação e engatar o elemento de orientação da árvore (39) com o elemento de orientação do suspensor de tubulação (31) de modo a girar a árvore (39) em uma orientação final desej ada.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: prover a árvore (39) com um conector de linha de fluxo (151) e girar a árvore (39) até uma orientação desejada enquanto ela é assentada no primeiro alojamento de cabeça de poço; e conectar um cabo de segurança (226) de linha de fluxo ao conector de linha de fluxo (151) e a um equipamento submarino adicional.

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente: o cabo de segurança (226) de linha de fluxo tendo uma parte arqueada que é suficientemente flutuante para flutuar em um plano vertical após a instalação.

10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: conectar um separador de fluido submarino a um conjunto de tubulações submarinas (235) tendo linhas de fluxo que levam até uma instalação de processamento de superfície; conectar um cabo de segurança (226) de linha de fluxo da árvore (39) ao separador de fluido submarino; conectar um obturador (275) entre o separador e o conjunto de tubulações submarinas (235); e fazer fluir o fluido do poço da árvore (39) até o separador, separar os componentes mais pesados e mais leves do fluido do poço no separador e reduzir a pressão do produto de fluido de poço que flui à medida que o fluido do poço flui através do obturador (275) até o conjunto de tubulações (235) para transporte até a instalação de superfície.