BR102016021906A2

BR102016021906A2 - método para instalar sistema de produção submarino e sistema de produção submarino

Info

Publication number: BR102016021906A2
Application number: BR102016021906A
Authority: BR
Inventors: Joseph Witwer Bruce; J McLaughlin Daniel; Dale Williams Gregory; R Bower James; Edward Morse Justin
Original assignee: Dril-Quip Inc
Priority date: 2015-09-25
Filing date: 2016-09-23
Publication date: 2017-04-04
Also published as: NO346093B1; NO20161520A1; US10392907B2; US20170089182A1; MY192800A; GB201616205D0; SG10201607879YA; GB2542946A; BR102016021906B1; GB2542946B

Abstract

de acordo com a presente revelação, trata-se de um sistema (10) e de um método submarino de cima para baixo completo usado para perfurar, concluir, produzir e realizar intervenções em poços submarinos de hpht. os sistemas e os métodos revelados envolvem o uso de um sistema de barreira múltipla controlado, tal como um sistema de proteção de duto de alta integridade (hipps), incorporado no sistema submarino para dividir o sistema em duas seções. as seções em cada lado da barreira podem ser classificadas por diferentes pressões, temperaturas e/ou taxas de fluxo. por exemplo, a primeira seção (a montante da barreira) é classificada para operar em pressões/temperaturas/taxas de fluxo até um primeiro limiar (mais alto). a segunda seção (a jusante da barreira) é classificada para operar em pressões/temperaturas/taxas de fluxo até um segundo limiar (mais baixo). a metodologia de sistema de produção (10) submarino revelada, que usa barreiras para dividir os componentes de sistema entre duas classificações de pressão, pode permitir o desenvolvimento intensificado de reservatórios de hpht.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "MÉTODO PARA INSTALAR SISTEMA DE PRODUÇÃO SUBMARINO E SISTEMA DE PRODUÇÃO SUBMARINO".

CAMPO DA TÉCNICA

[0001] A presente revelação refere-se, em geral, a sistemas e métodos de poço submarinos e, mais particularmente, a sistemas e métodos de poço submarinos para produção e intervenção em poços de alta temperatura e alta pressão (HPHT).

ANTECEDENTES

[0002] As operações de gás e de óleo offshore envolvem tipicamente perfurar um furo de poço, através de uma formação submarina, e dispor uma cabeça de poço na extremidade superior do poço (por exemplo, no conduto de lama). Uma coluna de revestimento pode ser assentada na cabeça de poço, e uma bobina de tubulação é, em geral, conectada ao topo da cabeça de poço. Um suspensor de tubulação se assenta na bobina de tubulação, e o suspensor de tubulação suspende uma coluna de tubulação de produção, através da cabeça de poço e bobina de tubulação na coluna de revestimento. Uma árvore de produção convencional pode ser conectada ao topo da bobina de tubulação para encaminhar o produto, a partir do suspensor de tubulação (e tubulação de produção) em direção a um riser de produção. O riser de produção, em geral, inclui vários tubos de riser conectados de uma extremidade à outra para conectar os componentes de produção submarinos, por exemplo, a uma instalação de produção do lado superior. Tais sistemas submarinos são, frequentemente, usados para extrair os fluidos de produção dos reservatórios submarinos.

[0003] Recentemente, a indústria de óleo e gás começou a observar o interesse e a atividade elevados no desenvolvimento de uma variedade mais ampla de reservatórios offshore. Especificamente, há um interesse elevado no desenvolvimento de reservatórios submarinos de alta temperatura e alta pressão (HPHT). O termo HPHT refere-se a poços que têm pressões de conduto de lama superiores a 103,4 MPa (15.000 psi), temperaturas superiores a 177 graus C (350 graus F), ou ambas. Em um esforço para desenvolver tais reservatórios de HPHT, é desejável fornecer novos métodos e equipamento para perfurar com segurança, concluir, produzir e intervir nos poços de HPHT ao longo da vida econômica do poço.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0004] Para uma compreensão mais completa da presente revelação e dos recursos e vantagens da mesma, é feita referência, agora, à descrição a seguir, obtida em conjunto com os desenhos anexos, nos quais: [0005] a Figura 1 é um diagrama de blocos esquemático de um sistema submarino usado para produzir fluidos de um poço de HPHT submarino, de acordo com uma modalidade da presente revelação;

[0006] a Figura 2 é uma vista em corte esquemática de componentes de um sistema de produção submarino usado para produzir fluidos de um poço de HPHT submarino, de acordo com uma modalidade da presente revelação;

[0007] a Figura 3 é uma vista em corte esquemática de componentes de um sistema de produção submarino usado para produzir fluidos de um poço de HPHT submarino, de acordo com uma modalidade da presente revelação;

[0008] a Figura 4 é um diagrama de blocos esquemático de um sistema submarino usado para produzir fluidos de um poço de HPHT submarino, de acordo com uma modalidade da presente revelação;

[0009] a Figura 5 é um diagrama de blocos esquemático de um sistema submarino usado para produzir fluidos de um poço de HPHT submarino, de acordo com uma modalidade da presente revelação;

[0010] a Figura 6 é um diagrama de blocos esquemático de um sistema submarino usado para produzir fluidos de um poço de HPHT submarino, de acordo com uma modalidade da presente revelação;

[0011] a Figura 7 é um diagrama de blocos esquemático de um sistema submarino usado para produzir fluidos de um poço de HPHT submarino, de acordo com uma modalidade da presente revelação; e [0012] a Figura 8 é um diagrama de blocos esquemático de um sistema submarino usado para produzir fluidos de um poço de HPHT submarino, de acordo com uma modalidade da presente revelação. DESCRIÇÃO DETALHADA

[0013] As modalidades ilustrativas da presente revelação são descritas em detalhes no presente documento. A título de clareza, nem todos os recursos de uma implantação real são descritos neste relatório descritivo. Certamente, será observado que, no desenvolvimento de qualquer tal modalidade real, numerosas decisões específicas de implantação precisam ser tomadas para alcançar as metas específicas dos desenvolvedores, tais como conformidade com as restrições relacionadas aos negócios e relacionadas ao sistema, que irão variar de uma implantação para outra. Além disso, será observado que tal esforço de desenvolvimento pode ser complexo e demorado, mas seria, todavia uma tarefa de rotina para versados na técnica, que tem o benefício da presente revelação. Ademais, de modo algum, os exemplos a seguir devem ser lidos para limitar ou definir o escopo da revelação.

[0014] Certas modalidades, de acordo com a presente revelação, podem ser direcionadas a um sistema submarino e a um método associado para a completação, produção e intervenção em poços submarinos de alta temperatura e/ou alta pressão (HPHT). O sistema pode ser utilizado para transportar óleo, gás e outros fluidos, de um poço submarino até uma instalação de produção ofíshore.

[0015] A maioria dos poços offshore que, atualmente, estão sendo produzidos opera em pressões menores do que e até aproximadamente 68,9 MPa (10.000 psi). Entretanto, é, agora, desejável produzir hi-drocarbonetos a partir de poços de HPHT submarinos que operam dentro de faixas de pressão de até aproximadamente 103,4 MPa (15.000 psi), até aproximadamente 137,9 MPa (20.000 psi), ou pressões mais altas. Isso permitiría o desenvolvimento de reservatórios submarinos que não são atualmente acessíveis. Operar em tais ambientes de alta temperatura e/ou de alta pressão pode envolver o uso de nova e avançada tecnologia, vedações intensificadas, novos tipos de materiais (por exemplo, materiais com propriedades e resistências mais altas, que não degradam significativamente em temperaturas altas, pressões e vários fluidos de produção e de perfuração), e outros aprimoramentos para elevar a classificação de pressão de vários componentes de sistema submarinos.

[0016] As modalidades reveladas fornecem um sistema submarino completo de cima para baixo que pode ser usado para perfurar, concluir, produzir e realizar intervenções em poços submarinos de HPHT. Os sistemas e os métodos revelados envolvem o uso de pelo menos um sistema de barreira múltipla controlado, tal como um sistema de proteção de duto de alta integridade (HIPPS), incorporado no sistema submarino para dividir o sistema em duas seções. As seções, em cada lado da barreira revelada, podem ser classificadas por pressões, temperaturas e/ou taxas de fluxo diferentes. Por exemplo, a primeira seção (a montante da barreira) é classificada para operar em pres-sões/temperaturas/taxas de fluxo até um primeiro limiar (mais alto). Pelo menos uma porção da segunda seção (a jusante da barreira) é classificada para operar em pressões/temperaturas/taxas de fluxo até um segundo limiar (mais baixo). A metodologia de sistema de produção submarino revelada, que usa o HIPPS ou outra barreira para divi- dir os componentes de sistema entre duas classificações de pressão, pode permitir o desenvolvimento intensificado de reservatórios de HPHT.

[0017] Voltando, agora, aos desenhos, a Figura 1 ilustra esquema-ticamente um sistema de produção submarino 10, de acordo com uma modalidade da presente revelação. O sistema de produção 10 pode incluir, por exemplo, um sistema de cabeça de poço 12 que direciona uma zona de produção de alta temperatura e/ou alta pressão (HPHT) 14 dentro de um reservatório. O sistema 10 também pode incluir uma bobina de cabeça de tubulação (THS) de produção 16 conectada ao topo da cabeça de poço 12, uma árvore de produção submarina 18 conectada acima da THS 16 e uma ligação direta de poço 20 que leva da árvore 18 até um sistema de linha de escoamento 22. Adicionalmente, o sistema 10 pode incluir um riser 24 conectado do sistema de linha de escoamento 22 até uma instalação de produção de convés 26 e um cabo de alimentação submarino (não mostrado) para monitorar e injetar produtos químicos, conforme exigido, no furo de poço e nas instalações de duto submarinas.

[0018] Na modalidade ilustrada, o sistema de linha de escoamento 22 pode incluir uma ligação direta de poço fortificada 28, uma linha de escoamento 30 com válvulas de distribuição/terminações de extremidade de tubulação de linha de escoamento opostas (PLEMs/PLETs) 32 em extremidades opostas da mesma, um riser PLET 34 e uma ligação direta de linha de escoamento 36 para acoplar a linha de escoamento PLET/PLEM 32 ao riser PLET 34. O termo "ligação direta de poço fortificada" refere-se a uma ligação direta de poço que é totalmente classificada pelas pressões/temperaturas/taxas de fluxo mais altas esperadas a partir do interior do poço (por exemplo, pressões até 103,4 MPa (15.000 psi), 137,9 MPa (20.000 psi), ou mais). As várias PLETs descritas no presente documento podem, em geral, funcionar como pontos de extremidade para linhas de escoamento associadas. Deve-se observar que outros números e outras disposições relativas de tais componentes de linha de escoamento, terminais de extremidade, válvulas de distribuição e ligações diretas podem ser usados em outras modalidades do sistema de linha de escoamento 22. Por exemplo, em algumas modalidades, uma válvula de distribuição de extremidade de duto de linha de escoamento (PLEM) pode ser substituída por uma ou ambas dentre as PLETs de linha de escoamento ilustradas 32, que permite que múltiplos poços de produção se alimentem na mesma instalação de produção 26, por meio do riser 24.

[0019] O sistema 10 da Figura 1 é projetado para a produção de hidrocarbonetos a partir da zona de HPHT submarina 14. Em geral, a zona de HPHT 14 pode ser categorizada como tendo uma pressão de conduto de lama submarina acima de aproximadamente 103,4 MPa (15.000 psi) e/ou temperaturas maiores do que aproximadamente 177 graus C (350 graus F). Para desenvolver tais reservatórios de HPHT 14, o sistema revelado 10, em geral, inclui um ou mais componentes que formam uma barreira de pressão 38 disposta a montante do sistema de linha de escoamento 22. Na modalidade ilustrada, por exemplo, a barreira 38 é disposta apenas a jusante da árvore de produção 18 e é fluidamente acoplada à árvore 18, por meio da ligação direta de poço 20. Deve-se observar que, na presente revelação, o termo "a montante", em geral, refere-se à direção voltada para a cabeça de poço submarina 12, enquanto o termo "a jusante", em geral refere-se à direção voltada para a instalação de produção de convés 26.

[0020] Em algumas modalidades, a barreira 38 pode incluir um sistema de proteção de duto de alta integridade (HIPPS). O módulo de HIPPS pode ser um sistema montado em deslizador que apresenta vários reguladores de pressão, sensores e válvulas entre a cabeça de poço 12 e o sistema de linha de escoamento 22, e um módulo de con- trole. O módulo de controle é usado para controlar a pressão de fluidos de produção e outros fluidos deixados através da barreira em uma direção particular e para isolar uma fonte de pressão a montante das instalações a jusante (por exemplo, 26). Na modalidade ilustrada, a barreira 38 pode ser fornecida como uma unidade de deslizador separada com um módulo de controle para manter a pressão de fluidos de produção abaixo de um limiar desejado, visto que o fluido de produção se move a jusante do reservatório 14 para a instalação de produção do lado superior 26. Conforme descrito abaixo, outras modalidades da barreira 38 podem apresentar válvulas, reguladores de pressão e/ou componentes de controle que estejam espalhados ao longo do sistema 10, ou integrados em um componente mais a montante do sistema 10.

[0021] A barreira 38 e todo o equipamento a montante da barreira 38 podem ser classificados por uma pressão, temperatura ou taxa de fluxo máxima que é igual a ou maior do que a pressão, temperatura ou taxa de fluxo máxima do reservatório de HPHT 14. Essa pressão máxima pode incluir a pressão mais alta de fechamento de reservatório esperada, mais uma margem adicional, que pode ser para injeção de produto químico no sistema de produção submarino 10 e no furo de poço submarino ou para operação da válvula de segurança de subsu-perfície controlada por superfície (SCSSV). Os componentes de sistema submarinos que são classificados pela pressão/temperatura/taxa de fluxo mais alta são indicados por linhas tracejadas na Figura 1. Nas presentes modalidades, esses componentes podem ser classificados por uma pressão máxima de além de 103,4 MPa (15.000 psi) e/ou classificados por temperaturas de pelo menos aproximadamente 177 graus C (350 graus F).

[0022] A jusante da barreira 38, uma ou mais peças de equipamento de furo de poço podem ser classificadas por uma pressão, temperatura ou taxa de fluxo máxima, que é menor do que aquela dos componentes de sistema a montante (com classificação mais alta). Essa classificação de fluxo/temperatura/pressão mais baixa é indicada por linhas sólidas (não tracejadas) na modalidade ilustrada. Em algumas modalidades, esses componentes podem ser classificados por pressão de até aproximadamente 48,3 MPa (7.000 psi) a 68,9 Mpa (10.000 psi). Em outras modalidades, esses componentes podem ser classificados por pressões de até aproximadamente 103,4 MPa (15.000 psi). A barreira 38 pode ser usada para proteger esse equipamento a jusante das pressões de fluido relativamente mais altas experimentadas a montante, permitindo, assim, que o equipamento de linha de escoamento 22 e de riser 24 mais técnica e comercialmente viável seja utilizado. Por exemplo, o riser 24 e certo equipamento de linha de escoamento podem ser construídos a partir de materiais mais baratos, podem utilizar vedações menos complexas e podem exigir desenvolvimento menos dispendioso do que os componentes a montante com classificação mais alta.

[0023] Tendo, em geral, descritos os componentes que produzem o sistema submarino de HPHT 10 revelado, um método que descreve vários processos de completação, produção e intervenção associados ao sistema submarino 10 será fornecido. Em associação com as etapas desse método, a Figura 2 ilustra uma vista mais detalhada de certos componentes do sistema de produção submarino 10 da Figura 1, em um ponto durante uma fase de recondicionamento ou de construção. O sistema de produção submarino 10 representado na Figura 2 pode incluir a cabeça de poço 12, a THS 16 e a árvore de produção 18. A árvore de produção 18 pode incluir várias válvulas para acoplar fluidamente um furo vertical 72 formado através da árvore 18 a um ou mais trajetos de fluxo a jusante (por exemplo, ligação direta de poço 20). A árvore 18 pode ser vedada para a THS 16, com uso de vedações não mostradas. A THS 16 pode ser conectada e vedada contra a cabeça de poço 12.

[0024] Além disso, o sistema submarino 10 pode incluir um sus-pensor de tubulação 70. Conforme mostrado, o suspensor de tubulação 70 é fluidamente acoplado ao furo 72 da árvore 18. Na modalidade ilustrada, uma manga de isolamento 74 pode vedar a árvore 18 para o suspensor de tubulação 70. Um plugue de suspensor de tubulação 76 pode ser colocado de modo removível dentro do suspensor de tubulação 70, em uma ou mais vezes, ao longo dos processos de recondici-onamento e completação descritos abaixo. O suspensor de tubulação 70 pode ser assentado em um ressalto no furo 78 da THS 16 e vedado para a THS 16, conforme mostrado. O suspensor de tubulação 70 pode suspender uma coluna de tubulação 80 para e através da cabeça de poço 12. A cabeça de poço 12, do mesmo modo, pode suspender uma ou mais colunas de revestimento (por exemplo, coluna de revestimento interna 82A e coluna de revestimento externa 82B), a partir dos suspensores correspondentes (por exemplo, suspensor 84A e suspensor 84B). Conforme ilustrado, uma válvula de segurança de subsuperfície controlada por superfície (SCSSV) 85 pode ser disposta dentro de uma porção da coluna de tubulação 80 que se estende a partir da cabeça de poço 12.

[0025] Em referência, agora, aos componentes mostrados em ambas as Figuras 1 e 2, o método a seguir pode ser utilizado durante a construção e a operação do sistema revelado de produção submarino 10. Em uma modalidade, o método pode incluir instalar um alojamento de condutor de baixa pressão (não mostrado) no fundo do mar e assentar a cabeça de poço de alta pressão 12 no alojamento de condutor. O método, então, envolve executar e prender uma válvula de segurança (BOP), não mostrada, no topo da cabeça de poço 12. A BOP pode funcionar como uma segurança contra falha que pode ser usada para vedar o furo de poço, em resposta às flutuações de pressão inde-sejadas no interior do poço, durante as operações de perfuração e completação. A BOP inclui um furo verticalmente orientado através do qual o tubo de perfuração, o revestimento, a tubulação de produção e outro equipamento podem ser baixados.

[0026] Uma vez que a BOP estiver no lugar, uma ou mais colunas de revestimento 82 podem ser baixadas através da BOP e da cabeça de poço de alta pressão 12, de modo que as colunas de revestimento 82 se estendam para o furo de poço. Conforme mencionado acima, as colunas de revestimento 82 podem ser assentadas na cabeça de poço 12, por meio de suspensores correspondentes 84 que são dispostos em um engate de vedação, dentro de um furo 86 da cabeça de poço 12. Uma vez que as colunas de revestimento 82 são assentadas, o método pode incluir recuperar a BOP e instalar a THS 16 no topo da cabeça de poço 12. Após o posicionamento e a vedação da THS 16 na cabeça de poço 12, a BOP pode ser executada e conectada ao topo da THS 16.

[0027] Nesse ponto, o método pode incluir conectar o suspensor de tubulação 70 (e a tubulação associada 80) através de um sistema de riser de completação da BOP, que inclui uma árvore de teste submarina (SSTT) e assentar a coluna. O sistema de riser de completação da BOP pode ser uma ferramenta especializada que pode ser baixada na THS 16 e usada para posicionar, atuar e/ou remover uma ou mais peças de equipamento. O método pode adicionalmente incluir executar o suspensor de tubulação 70 (e tubulação associada 80) através do sistema de riser de completação da BOP e assentar o suspensor de tubulação 70 em um engate de vedação dentro do furo 78 da THS 16. Em algumas modalidades, o método pode incluir instalar o plugue 76 dentro do suspensor de tubulação 70, por meio de um cabo de aço que é baixado a partir da superfície através do sistema de riser de completação da BOP. O plugue 76 pode funcionar para vedar o furo interno do suspensor de tubulação 76. Então, o sistema de riser de completação da BOP pode ser desengatado do suspensor de tubulação assentado 70 e recuperado até a superfície. A BOP pode, então, ser removida da THS 16 e recuperada até a superfície.

[0028] O método pode adicionalmente incluir assentar a árvore de produção 18, na THS 16 e produzir o sistema de riser de completação para o perfil interno da árvore de produção 18, após a árvore 18 ter sido assentada na THS 16. A árvore 18 pode ser vedada para a THS 16 e contra o suspensor de tubulação 70, por meio da manga de isolamento 74. O método pode incluir recuperar o plugue 76 a partir do suspensor de tubulação 70, por meio do cabo de aço. Após recuperar o plugue de cabo de aço 76, o método pode incluir desconectar a BOP e o sistema de riser de completação da árvore 18 e recuperar os mesmos de volta até a superfície. O método pode, então, incluir instalar uma cobertura de árvore, que não é mostrada, no topo da árvore de produção 18. Uma vez montada dessa maneira, a árvore 18 pode funcionar para direcionar os fluidos de produção de maneira controlada, a partir do furo de poço.

[0029] Mediante a construção da pilha da cabeça de poço 12, da THS 16 e da árvore 18, conforme descrito acima, o método pode incluir conectar a árvore 18 à barreira 38, por exemplo, um módulo de sistema de proteção de pressão de alta integridade (HIPPS), por meio da ligação direta do poço 20. Então, a barreira 38 pode ser conectada à linha de escoamento 30 (ou uma válvula de distribuição de coleta 32), por meio da ligação direta fortificada 28. O termo "ligação direta fortificada" refere-se a uma ligação direta de poço que é classificada pelas pressões mais altas esperadas a partir do interior do poço (por exemplo, até 103,4 MPa (15.000 psi), 137,9 MPa (20.000 psi), ou mais). A linha de escoamento 30 e/ou válvula de distribuição 32 pode, então, ser conectada ao riser 24, por meio da ligação direta de linha de esco- amento 36, por exemplo. O riser 24 pode ser conectado à instalação de produção flutuante 26, conforme mostrado.

[0030] Um ou mais componentes de controle submarinos e/ou cabos de alimentação da instalação dos lados superiores 26 podem ser instalados e conectados ao equipamento de produção submarino. O método, então, inclui comissionar a instalação submarina e inicializar a produção para que flua de volta ao poço, para as instalações de produção 26, com propósitos de coleta de dados e regulamentares. Mediante a completação do refluxo, o sistema de produção submarino 10 pode ser controlado para começar as operações de produção normais.

[0031] Ao longo da vida do poço, o sistema de riser de completação descrito acima, ou um sistema de riser de recondicionamento de completação (CWOR) pode ser usado para baixar o equipamento até a árvore 18, a THS 16, a cabeça de poço 12, ou outros componentes do sistema submarino 10, para realizar as intervenções, conforme necessário. Em algumas modalidades, pode ser possível utilizar o equipamento de intervenção existente, que é classificado somente por até 103,4 MPa (15.000 psi), visto que a pressão de reservatório se declina ao longo da vida produtiva do poço.

[0032] Deve-se observar que a cabeça de poço 12 usada no sistema revelado submarino pode ser classificada por pressões máximas além de 103,4 MPa (15.000 psi). Com esse objetivo, pode ser desejável que a cabeça de poço 12 seja dimensionada maior do que cabeças de poço existentes que são classificadas por pressões mais baixas. Por exemplo, nos sistemas revelados, a cabeça de poço 12 pode incluir um mandril com um diâmetro externo de aproximadamente 89 cm (35 polegadas). O diâmetro de mandril maior da cabeça de poço 12, usado no sistema 10, pode permitir que o fluido flua através da cabeça de poço 12, em pressões maiores do que estariam disponíveis, com uso de cabeças de poço convencionais menores. Adicionalmente, o diâmetro de mandril maior da cabeça de poço 12 tem capacidade para sustentar cargas estáticas externas maiores (inclinação, tensão, compressão, cisalhamento, etc.) e espectros de carga de fadiga mais graves que são gerados em aplicações de HPHT, devido às BOPs de tamanho maior, pilhas mais altas, novas sondas, deslocamentos de gradiente duplos, e assim por diante. Em algumas modalidades, a cabeça de poço 12 pode apresentar um diâmetro de furo nominal de 18 3/4 polegadas. Em tais sistemas 10, os componentes de produção podem ser dimensionados de modo que um furo de produção nominal de 3, 4 ou 5 polegadas é fornecido, por exemplo, no suspensor de tubulação 70, na árvore 18 e no sistema de riser de completação/CWOR. Entretanto, outras modalidades do sistema submarino 10 podem apresentar outros tamanhos de cabeças de poço 12 que são, ainda, classificados por 137,9 MPa (20.000 psi) ou mais.

[0033] O método descrito acima representa um possível método para realizar as operações de perfuração, completação, produção e intervenção de poço. Outros métodos podem ser utilizados que eliminam, substituem ou alteram uma ou mais dentre as etapas descritas acima, com base no modelo físico do sistema submarino 10. Alguns exemplos de tais outras modalidades do sistema 10 serão, agora, descritos.

[0034] Em algumas modalidades, o sistema submarino 10 pode incluir uma zona fortificada adicional a jusante do HIPPS ou de outra barreira 38. O termo "fortificado" refere-se a esses componentes de sistema que são classificados por pressões relativamente mais altas (por exemplo, até aproximadamente 103,4 MPa (15.000 psi) ou 137,9 MPa (20.000 psi)). A zona fortificada pode incluir, por exemplo, uma ligação direta totalmente classificada 28, uma válvula de distribuição 32, uma linha de escoamento 30 ou uma combinação das mesmas. Isso pode fornecer uma seção com classificação mais alta do sistema de linha de escoamento 22, para permitir uma resposta e um tempo de fechamento adequados da(s) válvula(s) de barreira de pressão da barreira 38, no caso de formação de hidrato ou de bloqueio de duto a jusante. O comprimento de zona fortificada pode ser determinado analisando-se a resposta de pressão/temperatura dinâmica dentro da linha de escoamento, durante um evento de pressão/temperatura alta e di-mensionamento do comprimento fortificado para fornecer um tempo de resposta adequado para a barreira 38, para ativar (fechar) antes que o fluido de alta pressão/temperatura atinja o duto a jusante com classificação mais baixa.

[0035] A Figura 3 ilustra outra modalidade de certos componentes do sistema de produção submarino 10. Similar à Figura 2, o sistema submarino 10 ilustrado pode, em geral, incluir a cabeça de poço 12, a THS 16, a árvore de produção 18 e o suspensor de tubulação 70. Nessa modalidade, o sistema 10 também pode incluir uma válvula de barreira secundária remotamente operada 110, que está alinhada com e a montante do suspensor de tubulação 70. Essa válvula 110 pode ser acionada para criar seletivamente uma barreira, fechando-se o diâmetro interno da coluna de tubulação de produção 80 e/ou do furo de suspensor de tubulação. A válvula 110 pode ser disposta no suspensor de tubulação 70 ou abaixo do mesmo, e a válvula 110 pode ser acionada remotamente por meio de sinais, a partir da instalação dos lados superiores na superfície.

[0036] A válvula 110 pode ser instalada na sua posição no suspensor de tubulação 70 ou abaixo do mesmo, antes que a montagem de suspensor de tubulação seja trazida ao local do poço. Em algumas modalidades, a válvula 110 pode incluir uma porção rosqueada projetada para se rosquear diretamente no fundo do suspensor de tubulação 70. Em outras modalidades, a válvula 110 pode ser rosqueada em uma porção da coluna de tubulação 80, que se estende abaixo do suspensor de tubulação 70, ou integrada à mesma. Nas modalidades em que a válvula 110 é disposta abaixo do suspensor de tubulação 70, a válvula 110 pode ser projetada similarmente à tubulação de produção SCSSV 85. Ainda, em outras modalidades, a válvula 110 pode ser integrada diretamente ao suspensor de tubulação 70. Ou seja, a válvula 110 pode ser construída no suspensor de tubulação 70, durante a construção inicial do suspensor de tubulação 70. Conforme mostrado, a árvore de produção 18 também pode ser equipada com uma válvula 112 que fornece uma barreira adicional acima do suabe no furo de produção.

[0037] A válvula pré-instalada 110 pode ser particularmente adequada para uso durante as fases de recondicionamento e de construção do sistema submarino 10. Primeiro, a válvula 110 pode ser prede-finida para a posição aberta ou fechada desejada, visto que o suspensor de tubulação 70 é executado e assentado na THS 16. A válvula 110 pode, então, ser acionada aberta ou fechada remotamente, sem exigir uma manobra de cabo de aço designada. Ou seja, um operador dos lados superiores pode simplesmente selecionar um comando de controle para acionar a válvula 110 pré-instalada, ao invés de instalar um novo plugue (por exemplo, 76 da Figura 2) ou uma nova válvula. Isso permite que a válvula 110 seja remotamente fechada, sem um plugue separado (por exemplo, 76 da Figura 2), que é executado por meio de cabo de aço e instalado no suspensor de tubulação 70. Dessa maneira, o assentamento do suspensor de tubulação 70 e o fechamento do diâmetro interno da coluna de tubulação 80 se tornam uma operação de uma manobra. Similarmente, a válvula 110 pode ser remotamente aberta, de modo que não haja necessidade de executar um cabo de aço para recuperar um plugue (por exemplo, 76 da Figura 2) a partir do suspensor de tubulação 70. Isso pode permitir adicionalmente a execução e a instalação da árvore de produção 18, por meio de um cabo de aço, ao invés de usar o sistema de riser de completa-ção ou CWOR, conforme descrito acima. Além disso, a válvula 110 pode ser deixada na posição aberta, dentro do suspensor de tubulação 70, ao longo das operações de produção, de modo que, no caso em que um recondicionamento for desejado, a válvula 110 possa ser simplesmente acionada fechada, a partir de cima, sem que tenha que executar um plugue.

[0038] Além disso, para eliminar certas manobras de instalação/ recuperação, a válvula 110 pode funcionar como uma válvula de segurança redundante, em certas vezes, durante a construção do sistema 10. Uma vez que a válvula 110 seja instalada junto com o suspensor de tubulação 70, a mesma poderá operar similarmente a uma SCSSV de retorno. Essa função de válvula de retorno pode ser particularmente desejável durante a fase de recondicionamento, antes que a árvore 18 e/ou a barreira 38 sejam presas aos componentes de sistema. Nesse momento, a válvula 110 pode fornecer alguma redução de risco, antes de e enquanto os outros componentes de controle de fluxo/ pressão (por exemplo, árvore 18, barreira 38) estiverem sendo instalados.

[0039] A Figura 4 ilustra uma modalidade do sistema submarino 10 que não inclui um módulo de HIPPS (por exemplo, 38 da Figura 1) para fornecer uma barreira entre os componentes com classificação diferente do sistema 10. Ao contrário, essa modalidade mostra a árvore de produção 18 diretamente acoplada à linha de escoamento 30, por meio de uma ligação direta de poço 20. Esse sistema 10 pode ser particularmente adequado para uso nas condições de campo em que a pressão de reservatório máxima do reservatório 14 seja menor do que aproximadamente 103,4 MPa (15.000 psi), mas espera-se que certas operações de poço elevem a pressão do conduto de lama a acima de 103,4 MPa (15.000 psi). Por exemplo, as operações de poço podem incluir o forçamento do fluido na formação e/ou a injeção de produto químico no furo de poço, durante as operações de segurança ou de fechamento de poço, elevando, assim, a pressão através de certos componentes de sistema submarinos (por exemplo, cabeça de poço 12, árvore 18 e equipamento de cabo de alimentação) superior a 103,4 MPa (15.000 psi).

[0040] Para esse cenário, um sistema de linha de escoamento totalmente classificada 22 e um sistema de riser 24 podem ser utilizados a jusante da árvore de produção submarina 18. Ou seja, o equipamento a jusante da árvore de produção 18 pode ser classificado por uma pressão que é igual à pressão de reservatório máxima (isto é, menos do que 103,4 MPa (15.000 psi)). Isso elimina eficazmente a necessidade das válvulas de barreira de HIPPS descritas acima. A cabeça de poço 12, a THS 16 e a árvore 18, entretanto, podem ser classificadas em uma pressão igual a ou maior do que a pressão de reservatório, mais uma margem de pressão de operação de poço esperada (isto é, maior do que 103,4 MPa (15.000 psi)). Essa classificação de pressão mais alta é indicada na Figura 4 por meio de linhas tracejadas.

[0041] A proteção contra sobrepressão do equipamento com classificação mais baixa a jusante 22, 24, devido à injeção de produto químico no furo de poço, pode ser fornecida por meio de um Sistema com Instrumento de Segurança (SIS) 130 localizado na instalação dos lados superiores 26, usados em conjunto com os intertravamentos de válvula submarina fornecidos por meio de um sistema de controle submarino (não mostrado). Os intertravamentos de válvula submarina podem incluir uma pluralidade de válvulas dispostas ao longo de linhas de escoamento ao redor da cabeça de poço 12, da árvore 16 ou de outro equipamento de produção submarino. O Sistema com Instrumento de Segurança 130 pode controlar essas válvulas juntas para manter um estado operacional submarino desejado (isto é, manter uma pressão mais baixa a jusante da cabeça de poço 12). Dessa maneira, os intertravamentos de válvula submarina podem funcionar como a barreira de pressão nesse sistema 10.

[0042] Ainda, outras disposições do sistema submarino 10 podem fornecer uma barreira de pressão desejada entre o equipamento submarino com classificação mais baixa e com classificação mais alta para uso na produção de poços de HPHT. Por exemplo, algumas modalidades do sistema submarino 10 podem apresentar um sistema de linha de escoamento em circuito fechado 140 (conforme mostrado na Figura 5) ou um sistema de riser/ linha de escoamento duplo, em que a barreira de pressão (por exemplo, HIPPS) 38 é localizada na base do riser de produção 24. Essa configuração pode permitir a produção contínua de hidrocarbonetos e eliminar os adiamentos de produção durante a realização de teste regulamentar exigida das válvulas de barreira de HIPPS 38. Por exemplo, um primeiro conjunto de válvulas no módulo de HIPPS 38, disposto ao longo de um lado do sistema de riser/ linha de escoamento em circuito fechado, pode ser testado, enquanto um segundo conjunto de válvulas, no módulo de HIPPS 38, é operado para manter uma barreira de pressão para produção de fluidos em movimento, através do segundo lado do sistema de riser/ linha de escoamento em circuito fechado.

[0043] Em outras modalidades, o sistema submarino 10 pode apresentar uma barreira de pressão 38 disposta dentro do circuito fechado de fluxo da árvore de produção submarina 18 (conforme mostrado na Figura 6) ou da THS 16. Por exemplo, a barreira de pressão 38 pode tomar a forma de um módulo de HIPPS, que é acoplado diretamente à árvore de produção 18. Esse posicionamento da barreira 38 pode eliminar a instalação de um módulo de HIPPS separado durante o processo de completação submarino. A incorporação da barreira 38 na árvore de produção 18, dessa maneira, pode permitir configurações de HIPPS únicas da barreira de pressão 38, que fazem uso de funcio- nalidade existente dentro da árvore de produção 18. Isso pode simplificar ou reduzir as exigências de hardware gerais dentro do módulo de HIPPS, conforme comparado a uma barreira de pressão de HIPPS inteiramente independente (por exemplo, Figura 1). Por exemplo, o módulo de HIPPS pode utilizar válvulas, um circuito de teste/ derivação, ou componentes de comunicação (para se comunicar com equipamentos dos lados superiores) que já estão presentes na árvore de produção 18 para estabelecer a barreira de pressão 38. O módulo de HIPPS usado para formar a barreira 38 da Figura 6 pode ser um módulo recuperável que pode ser seletivamente separado a partir da árvore de produção 18, em um tempo desejado. Desse modo, o módulo de HIPPS pode ser recuperado até a superfície e substituído por um módulo de não HIPPS que é classificado por pressões mais baixas em uma data posterior, quando a barreira de pressão de HIPPS 38 não for mais exigida devido a um declínio da pressão de reservatório. Quando o módulo de HIPPS for incorporado na árvore de produção 18 para formar a barreira de pressão 38, certas configurações dos componentes de HIPPS e dos componentes de árvore de produção podem ser utilizadas para permitir inicialização do poço, sem manobrar as válvulas de HIPPS.

[0044] Em algumas modalidades, a barreira de pressão 38 pode incluir um projeto comum de hardware de interfaceamento que pode ser usado para acoplar a barreira de pressão 38 aos componentes diferentes do sistema submarino. Por exemplo, o mesmo projeto para a barreira de pressão 38 pode ser usado para fazer interface com o equipamento que inclui a árvore de produção 18 (por exemplo, Figura 6) ou estruturas submarinas similares, tais como válvulas de distribuição (PLETs/PLEMs) 32 (por exemplo, Figuras 1 e 5).

[0045] Conforme mostrado na Figura 7, em outras modalidades, a barreira de pressão 38 pode ser localizada dentro de ou a montante do alojamento de cabeça de poço de alta pressão 12 e/ou suspensor de tubulação 70. Ainda, em outras modalidades, a barreira de pressão 38 entre o equipamento com classificação de pressão mais alta e mais baixa pode ser fornecido como um HIPPS mais distribuído. Conforme mostrado na Figura 8, por exemplo, o sistema submarino 10 pode incluir uma barreira modular de pressão 38 (HIPPS) disposta ao longo da cabeça de poço 12 e o sistema de completação, através do uso de vários reguladores de pressão 150. Os reguladores de pressão 150, conforme mostrado, podem ser localizados a montante do suspensor de tubulação 70 e a jusante do equipamento de completação (isto é, THS 16, árvore 18). Conforme observado acima, várias outras disposições de componentes de barreira 38 podem ser fornecidas em locais diferentes, para separar os componentes com classificação de HPHT total do sistema 10, a partir do equipamento mais convencional (por exemplo, riser 24, sistema de linha de escoamento 22), que são classificados por pressões mais baixas.

[0046] Embora a presente revelação e as suas vantagens tenham sido descritas em detalhes, deve-se compreender que várias mudanças, substituições e alterações podem ser feitas no presente documento, sem se afastar do espírito e do escopo da revelação, conforme definido pelas reivindicações a seguir.

REIVINDICAÇÕES

Claims

1. Método caracterizado pelo fato de que compreende: instalar um sistema de produção submarino (10) que compreende: uma cabeça de poço (12) submarina de alta pressão, uma bobina de cabeça de tubulação (THS) (16) disposta na cabeça de poço (12), um suspensor de tubulação (70) assentado dentro da THS, uma árvore de produção (18) disposta na THS (16), um riser (24) e um sistema de linha de escoamento (22) submarino acoplado entre a árvore de produção (18) e o riser (24); produzir hidrocarbonetos a partir de um reservatório submarino para uma instalação de produção de convés (26), por meio do sistema de produção (10) submarino; e controlar pelo menos uma barreira disposta dentro do sistema de produção (10) submarino para manter uma barreira de pressão (38) entre os componentes do sistema de produção (10) submarino localizados a montante da barreira e os componentes do sistema de produção (10) submarino localizados a jusante da barreira, em que pelo menos um dos componentes localizados a jusante da barreira é classificado por uma primeira pressão máxima, temperatura ou taxa de fluxo, e os componentes localizados a montante da barreira são classificados por uma segunda pressão máxima, temperatura ou taxa de fluxo que é maior do que a primeira pressão máxima, temperatura, ou taxa de fluxo.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o reservatório submarino compreende um reservatório de alta pressão e/ou de alta temperatura que tem uma pressão de reservatório máxima superior a aproximadamente 103,4 MPa (15.000 psi), uma temperatura máxima superior a aproximadamente 177 graus C (350 graus F), ou ambas.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que pelo menos um dos componentes localizados a jusante da barreira é classificado por uma primeira pressão máxima de até aproximadamente 103,4 MPa (15.000 psi), e em que os componentes localizados a montante da barreira são classificados por uma segunda pressão máxima que é maior do que aproximadamente 103,4 MPa (15.000 psi).

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a instalação do sistema de produção (10) submarino compreende: fornecer uma válvula de barreira secundária (110) dentro do suspensor de tubulação (70) ou abaixo do mesmo; assentar o suspensor de tubulação com a válvula de barreira secundária (110) na THS; e acionar remotamente a válvula de barreira secundária (110) entre uma posição aberta e uma posição fechada.

5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que a instalação do sistema de produção (10) submarino compreende adicionalmente instalar a árvore de produção submarina (18) com uso de um cabo de aço, quando a válvula de barreira secundária estiver na posição fechada.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a instalação do sistema de produção (10) submarino compreende acoplar a pelo menos uma barreira entre a árvore de produção e o sistema de linha de escoamento (22), em que a pelo menos uma barreira compreende um módulo de sistema de proteção de duto de alta integridade (HIPPS).

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente injetar um fluido no reservatório submarino, em que o reservatório submarino tem uma pressão de reservatório máxima de menos do que aproximadamente 103,4 MPa (15.000 psi), em que os componentes localizados a jusante da barreira são classificados por uma primeira pressão máxima de até aproximadamente 103,4 MPa (15.000 psi) e em que os componentes localizados a montante da barreira são classificados por uma segunda pressão máxima maior do que a pressão de reservatório máxima, mais uma margem de pressão associada à injeção de fluido.

8. Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que o controle da pelo menos uma barreira compreende controlar uma operação de intertravamentos de válvula submarina no sistema submarino, em resposta aos sinais de um sistema instrumen-tado de segurança na instalação de produção de convés (26).

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a instalação do sistema de produção submarino compreende instalar o suspensor de tubulação (70), a árvore de produção (18), ou ambos, com uso de um sistema de riser de completação da BOP ou um sistema de riser de recondicionamento de completação.

10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente utilizar o sistema de riser de completação da BOP ou o sistema de riser de recondicionamento de completação para realizar intervenções no sistema de produção (10) submarino.

11. Sistema de produção (10) submarino caracterizado pelo fato de que compreende: uma cabeça de poço (12) submarina de alta pressão; uma bobina de cabeça de tubulação (THS) (16) disposta na cabeça de poço (12); um suspensor de tubulação (70) assentado dentro da THS; uma árvore de produção (18) disposta na THS; um riser (24); um sistema de linha de escoamento (22) submarino aco- piado entre a árvore de produção (18) e o riser (24); e pelo menos uma barreira que fornece uma barreira de pressão (38) entre os componentes do sistema de produção submarino localizados a montante da barreira e os componentes do sistema de produção submarino localizados a jusante da barreira; em que pelo menos um dos componentes localizados a jusante da barreira é classificado por uma primeira pressão máxima, temperatura ou taxa de fluxo, e os componentes localizados a montante da barreira são classificados por uma segunda pressão máxima, temperatura ou taxa de fluxo que é maior do que a primeira pressão máxima, temperatura ou taxa de fluxo.

12. Sistema de produção submarino, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que pelo menos um dos componentes localizados a jusante da barreira é classificado por uma primeira pressão máxima de até aproximadamente 103,4 MPa (15.000 psi) e em que os componentes localizados a montante da barreira são classificados por uma segunda pressão máxima que é maior do que uma pressão de reservatório máxima de um reservatório submarino, mais uma margem de pressão associada à injeção de fluido, em que a segunda pressão máxima é maior do que aproximadamente 103,4 MPa (15.000 psi).

13. Sistema de produção submarino, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a segunda pressão máxima é maior do que aproximadamente 137,9 MPa (20.000 psi).

14. Sistema de produção submarino, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a pelo menos uma barreira é disposta na árvore de produção submarina (18), na THS (16), ou em ambas.

15. Sistema de produção submarino, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que compreende um módulo de sistema de proteção de duto de alta integridade (HIPPS) que é diretamente acoplado à árvore de produção (18) submarina, em que os componentes na árvore de produção submarina, em combinação com o módulo de HIPPS, formam a pelo menos uma barreira.

16. Sistema de produção submarino, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a pelo menos uma barreira é disposta dentro ou abaixo da cabeça de poço (12) de alta pressão, do suspensor de tubulação (70), ou de ambos.

17. Sistema de produção submarino, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a barreira compreende uma barreira modular que tem pelo menos um regulador de pressão disposto entre a árvore de produção submarina e o sistema de linha de escoamento e pelo menos um regulador de pressão disposto a montante do suspensor de tubulação (70).

18. Sistema de produção submarino, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que um ou mais componentes localizados a jusante da barreira são classificados pela segunda pressão máxima, temperatura ou taxa de fluxo para fornecer uma zona fortificada que se estende a jusante da barreira.

19. Sistema de produção submarino, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a cabeça de poço (12) de alta pressão compreende um mandril com um diâmetro externo de aproximadamente 89 cm (35 polegadas), em que a cabeça de poço de alta pressão é classificada por pelo menos 137,9 MPa (20.000 psi).

20. Sistema de produção submarino, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que a cabeça de poço (12) de alta pressão tem um furo de diâmetro nominal de 18 3/4 polegadas, e em que a árvore de produção (18) submarina e o suspensor de tubulação (70) compreendem, cada um, um furo de produção de diâmetro nominal de 3, 4 ou 5 polegadas.

21. Sistema de produção submarino, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que o sistema de linha de escoamento compreende um sistema de linha de escoamento em circuito fechado (140) ou sistema de linha de escoamento duplo, e em que a pelo menos uma barreira compreende um módulo de HIPPS disposto entre o sistema de linha de escoamento e o riser (24).