BR112020021898B1

BR112020021898B1 - SYSTEMS, DEVICES AND METHODS FOR GUIDING A PRODUCTION OUTPUT OF A SUBSEA PRODUCTION TREE

Info

Publication number: BR112020021898B1
Application number: BR112020021898-7A
Authority: BR
Inventors: Richard Murphy
Original assignee: Fmc Technologies, Inc
Filing date: 2018-04-26
Publication date: 2023-07-25

Abstract

SISTEMAS,DISPOSITIVOS E MÉTODOS PARA ORIENTAR UMA SAÍDA DE PRODUÇÃO DE UMA ÁRVORE DE PRODUÇÃO SUBMARINA. Um aparelho ilustrativo (1) divulgado neste documento inclui uma estrutura em hélice (20) que compreende pelo menos uma superfície helicoidal (15), uma pluralidade de fendas de orientação (17) posicionadas em torno de um perímetro da estrutura em hélice, cada uma das fendas de orientação (17) estando adaptada para receber uma chave de orientação (18), uma fenda de orientação de componente (21) posicionada adjacentemente a uma extremidade inferior da pelo menos uma superfície helicoidal (15) e um recesso inferior roscado (43). O aparelho (1) também inclui uma porca roscada ajustável (30) que é adaptada para ser posicionada pelo menos parcialmente no recesso inferior e acoplada por rosca ao recesso inferior roscado (43).SYSTEMS, DEVICES AND METHODS FOR GUIDING A PRODUCTION OUTPUT OF A SUBSEA PRODUCTION TREE. An illustrative apparatus (1) disclosed herein includes a helix structure (20) comprising at least one helical surface (15), a plurality of guiding slits (17) positioned around a perimeter of the helix structure, each of the orientation slots (17) being adapted to receive an orientation key (18), a component orientation slot (21) positioned adjacent a lower end of the at least one helical surface (15) and a lower threaded recess (43 ). The apparatus (1) also includes an adjustable threaded nut (30) which is adapted to be positioned at least partially in the lower recess and threadedly coupled to the lower threaded recess (43).

Description

TECHNICAL FIELD

[001] A presente matéria divulgada se refere, em geral, a vários novos sistemas, dispositivos e métodos para orientar uma saída de produção de uma árvore de produção submarina de um poço de petróleo e gás.[001] The present disclosed matter refers, in general, to various new systems, devices and methods for guiding a production output from a subsea production tree of an oil and gas well.

FUNDAMENTALS

[002] Normalmente, para produzir fluidos contendo hidrocarbonetos a partir de um reservatório submarino, vários poços de petróleo e gás são frequentemente perfurados em um padrão que separa os poços uns dos outros. Cada um dos poços normalmente compreende uma árvore de Natal ou de produção que é montada em uma cabeça de poço (isto é, alojamento de alta pressão). A árvore de produção contém um conector de linha de fluxo ou produção (flowline) ou “conector de árvore” que é geralmente configurado horizontalmente e posicionado em um lado da árvore de produção. O conector de árvore é conectado a um duto de produção, como uma linha de fluxo ou um jumper no leito submarino. Os dutos de produção das árvores são normalmente acoplados a outros componentes, como manifolds, modelos ou outras unidades de processamento submarinas que coletam ou redistribuem os fluidos contendo hidrocarbonetos produzidos a partir dos poços.[002] Typically, to produce hydrocarbon-containing fluids from a subsea reservoir, several oil and gas wells are often drilled in a pattern that separates the wells from each other. Each of the wells typically comprises a Christmas or production tree that is mounted on a wellhead (i.e. high pressure housing). The production tree contains a flowline connector or “tree connector” that is generally configured horizontally and positioned on one side of the production tree. The tree connector is connected to a production pipeline, such as a flowline or a jumper on the seabed. Tree production pipelines are typically coupled to other components such as manifolds, templates, or other subsea processing units that collect or redistribute the hydrocarbon-containing fluids produced from the wells.

[003] Ao se desenvolver o campo, o operador normalmente orienta radialmente o conector de árvore, ou seja, a saída de produção de cada uma das árvores, em uma orientação radial alvo desejada em relação a uma matriz x-y do campo de produção submarino que inclui as localizações de um ou mais poços e as várias partes de equipamentos que foram ou serão posicionadas no leito submarino. Tal orientação é necessária para, entre outras coisas, facilitar a construção e a instalação das linhas de fluxo e jumpers submarinos e para garantir que as linhas de fluxo e/ou jumpers estejam devidamente posicionados em relação a todos os outros equipamentos posicionados no leito submarino.[003] When developing the field, the operator typically radially orients the tree connector, i.e., the production output of each of the trees, in a desired target radial orientation relative to an x-y matrix of the subsea production field that includes the locations of one or more wells and the various pieces of equipment that have been or will be positioned on the seabed. Such guidance is necessary to, among other things, facilitate the construction and installation of subsea flowlines and jumpers and to ensure that the flowlines and/or jumpers are properly positioned in relation to all other equipment positioned on the subsea bed.

[004] Uma estrutura de cabeça de poço submarina típica tem um alojamento de cabeça de poço de alta pressão fixado a um alojamento de baixa pressão, como um revestimento condutor. A estrutura da cabeça de poço suporta várias colunas de revestimento que se estendem para dentro do poço. Um ou mais suspensores de revestimento são tipicamente assentados/colocados em um alojamento de cabeça de poço de alta pressão, com cada suspensor de revestimento estando localizado na extremidade superior de uma coluna de revestimento que se estende para dentro do poço. Uma coluna de tubulação de produção se estende através do revestimento de produção para transportar fluidos de produção, em que a coluna de tubulação de produção é suportada pelo uso de um suspensor da coluna de produção/tubulação. A área entre a tubulação de produção e o revestimento de produção é referida como o anular.[004] A typical subsea wellhead structure has a high-pressure wellhead housing attached to a low-pressure housing as a conductive casing. The wellhead structure supports several casing strings that extend into the wellbore. One or more casing hangers are typically seated/placed in a high-pressure wellhead housing, with each casing hanger being located at the upper end of a casing string extending into the wellbore. A string of production piping extends through the production casing to transport production fluids, wherein the string of production piping is supported by the use of a string/pipe hanger. The area between the production piping and the production casing is referred to as the annulus.

[005] Poços que compreendem arranjos de completação vertical preveem normalmente que o suspensor da coluna de produção seja assentado e suportado pela cabeça de poço. Uma árvore de produção é operativamente acoplada à estrutura da cabeça de poço de modo a controlar o fluxo dos fluidos de produção oriundos do poço. O suspensor da coluna de produção compreende tipicamente uma ou mais passagens que podem incluir uma passagem de produção, uma passagem de anular e várias passagens para linhas de controle hidráulico e elétrico. A árvore de produção tem tubos de isolamento que se encaixam verticalmente em engate nas várias passagens no suspensor da coluna de produção quando a árvore de produção assenta na cabeça de poço. Essas interconexões pontiagudas entre a árvore e o suspensor da coluna de produção fixam o espaçamento vertical e a orientação radial relativa entre a saída de produção da árvore e o suspensor da coluna de produção.[005] Wells that comprise vertical completion arrangements normally provide for the production string hanger to be seated and supported by the wellhead. A production tree is operatively coupled to the wellhead structure in order to control the flow of production fluids from the well. The production string hanger typically comprises one or more passages that may include a production passage, an annular passage, and several passages for hydraulic and electrical control lines. The production tree has isolation tubes that fit vertically into engagement with the various passages in the production string hanger when the production tree sits on the wellhead. These pointed interconnections between the tree and the production string hanger fix the vertical spacing and relative radial orientation between the tree's production outlet and the production string hanger.

[006] Uma vez que a definição da orientação radial do suspensor da coluna de produção define efetivamente a orientação radial da saída de produção, esforços são feitos para orientar adequadamente o suspensor da coluna de produção dentro da cabeça de poço quando o suspensor da coluna de produção é instalado. A orientação radial do suspensor da coluna de produção é normalmente realizada utilizando-se o conjunto preventor de erupção de poços (BOP) para orientação. O conjunto BOP normalmente contém um pino de orientação que pode ser estendido para dentro do orifício através do BOP. O suspensor da coluna de produção é fixado à coluna de operação (running string) que normalmente inclui uma ferramenta de instalação/assentamento do suspensor da coluna de produção (tubing hanger running tool) de modo que o suspensor da coluna de produção possa ser instalado na cabeça de poço. A coluna de operação também inclui um membro de orientação, por exemplo, um sub de orientação que normalmente tem uma ranhura de hélice formada em sua superfície externa que é adaptada para engatar o pino de orientação do conjunto BOP quando o pino de orientação no BOP é estendido para o orifício através do BOP. Conforme a ferramenta de instalação do suspensor da coluna de produção passa através do BOP, a interação entre o pino de orientação do BOP e a ranhura da hélice no sub de orientação orienta o suspensor da coluna de produção na orientação radial adequada dentro da cabeça de poço. Embora o uso do BOP para orientar o suspensor da coluna de produção seja eficaz, tal técnica requer uma modificação do BOP por campo e às vezes por poço. O que se faz necessário é um meio mais eficiente e eficaz de orientar a saída de produção de uma árvore de produção em uma orientação radial desejada em relação ao campo em produção.[006] Since defining the radial orientation of the production string hanger effectively defines the radial orientation of the production string, efforts are made to properly orient the production string hanger within the wellhead when the production string hanger is production is installed. Radial orientation of the production string hanger is typically accomplished using the well blowout preventer (BOP) assembly for guidance. The BOP assembly typically contains a guide pin that can be extended into the hole through the BOP. The production string hanger is attached to the running string which typically includes a tubing hanger running tool so that the production string hanger can be installed on the well head. The operating column also includes a guidance member, for example, a guidance sub which typically has a helix groove formed on its outer surface that is adapted to engage the guidance pin of the BOP assembly when the guidance pin on the BOP is extended into the orifice through the BOP. As the production string hanger installation tool passes through the BOP, the interaction between the BOP orienting pin and the propeller slot on the guidance sub guides the production string hanger into the proper radial orientation within the wellhead. . Although using the BOP to guide the production string hanger is effective, such a technique requires a modification of the BOP on a per-field and sometimes per-well basis. What is needed is a more efficient and effective means of orienting the production output of a production tree in a desired radial orientation relative to the field in production.

[007] O presente pedido é direcionado a vários novos sistemas, dispositivos e métodos para orientar uma saída de produção de uma árvore de produção submarina que pode eliminar ou pelo menos minimizar alguns dos problemas mencionados acima.[007] The present application is directed to various new systems, devices and methods for guiding a production output from a subsea production tree that can eliminate or at least minimize some of the problems mentioned above.

SUMMARY

[008] Apresenta-se abaixo um sumário simplificado da divulgação da matéria divulgada neste documento a fim de fornecer uma compreensão básica de alguns aspectos das informações aqui estabelecidas. Este sumário não é uma visão geral exaustiva da matéria divulgada. Não se destina a identificar elementos-chave ou críticos da matéria divulgada ou delinear o escopo de várias formas de realização divulgadas neste documento. Seu único propósito é apresentar alguns conceitos de uma forma simplificada como um prelúdio para a descrição mais detalhada que será discutida posteriormente.[008] Below is a simplified summary of the disclosure of the material disclosed in this document in order to provide a basic understanding of some aspects of the information set forth herein. This summary is not an exhaustive overview of the material disclosed. It is not intended to identify key or critical elements of the subject matter disclosed or to delineate the scope of various embodiments disclosed in this document. Its sole purpose is to present some concepts in a simplified form as a prelude to the more detailed description that will be discussed later.

[009] O presente pedido é direcionado, em geral, a vários sistemas, dispositivos e métodos passivos e ativos para orientar uma saída de produção de uma árvore de produção submarina. Em um exemplo, um aparelho divulgado neste documento inclui uma estrutura em hélice que compreende pelo menos uma superfície helicoidal, uma pluralidade de fendas de orientação posicionadas em torno de um perímetro da estrutura em hélice, uma fenda de orientação de componente posicionada adjacentemente a uma extremidade inferior da pelo menos uma superfície helicoidal e um recesso inferior roscado. Neste exemplo, o aparelho também inclui uma porca roscada ajustável que é adaptada para ser posicionada pelo menos parcialmente no recesso inferior e acoplada por rosca ao recesso inferior roscado.[009] The present application is directed, in general, to various passive and active systems, devices and methods for guiding a production output of a subsea production tree. In one example, an apparatus disclosed herein includes a helix structure comprising at least one helical surface, a plurality of guidance slits positioned around a perimeter of the helix structure, a component guidance slit positioned adjacent to an end bottom of at least one helical surface and a lower threaded recess. In this example, the apparatus also includes an adjustable threaded nut that is adapted to be positioned at least partially in the lower recess and threadedly coupled to the lower threaded recess.

[010] Um método ilustrativo divulgado neste documento inclui o posicionamento de um aparelho em uma estrutura previamente posicionada em uma cabeça de poço, em que o aparelho compreende uma estrutura em hélice que inclui uma pluralidade de fendas de orientação posicionadas em torno de um perímetro da estrutura em hélice, uma chave de orientação inclinada para fora e acionada por mola posicionada em uma das ranhuras de orientação e um recesso inferior roscado. Neste exemplo, o aparelho também inclui uma porca roscada ajustável que é posicionada pelo menos parcialmente no recesso inferior e acoplada por rosca ao recesso inferior roscado da estrutura em hélice. Neste exemplo, o método também inclui girar o aparelho até que a chave de orientação inclinada para fora e acionada por mola engate em um recesso de orientação formado em um interior da cabeça de poço, evitando, assim, a rotação relativa adicional entre a estrutura da hélice e a cabeça de poço e girar o porca roscada ajustável em relação à estrutura em hélice de modo a fazer com que a estrutura em hélice se eleve verticalmente dentro da cabeça de poço até que a estrutura em hélice seja posicionada em uma localização vertical desejada dentro da cabeça de poço.[010] An illustrative method disclosed herein includes positioning an apparatus in a structure previously positioned in a wellhead, wherein the apparatus comprises a helix structure that includes a plurality of orientation slits positioned around a perimeter of the wellhead. helix structure, an outwardly angled, spring-loaded orientation switch positioned in one of the orientation grooves, and a threaded bottom recess. In this example, the apparatus also includes an adjustable threaded nut that is positioned at least partially in the lower recess and threadedly coupled to the lower threaded recess of the helix structure. In this example, the method also includes rotating the apparatus until the outwardly tilted, spring-loaded orientation switch engages an orientation recess formed in an interior of the wellhead, thereby preventing further relative rotation between the wellhead structure. propeller and the wellhead and rotate the adjustable threaded nut relative to the helix structure so as to cause the helix structure to rise vertically within the wellhead until the helix structure is positioned at a desired vertical location within the wellhead. of the wellhead.

[011] Outro aparelho ilustrativo divulgado neste documento compreende um suspensor da coluna de produção com um corpo e um orifício que se estende através do corpo, uma pluralidade de fendas de orientação posicionadas em torno de um perímetro externo do corpo e uma chave de orientação posicionada em uma das fendas de orientação.[011] Another illustrative apparatus disclosed herein comprises a production column hanger having a body and an orifice extending through the body, a plurality of orientation slots positioned around an outer perimeter of the body, and an orientation key positioned in one of the orientation slits.

BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[012] Certos aspectos da matéria agora divulgada serão descritos com referência aos desenhos anexos, que são representativos e esquemáticos por natureza e não são considerados limitantes em qualquer aspecto no que se refere ao escopo da matéria divulgada neste documento:[012] Certain aspects of the matter now disclosed will be described with reference to the attached drawings, which are representative and schematic in nature and are not considered limiting in any respect with regard to the scope of the matter disclosed in this document:

[013] As Figuras 1-9 representam vários aspectos de um exemplo ilustrativo de uma nova bucha espaçadora de orientação divulgada neste documento que pode ser empregada para orientar uma saída de produção de uma árvore de produção submarina em relação a uma matriz x-y de um campo de produção submarino;[013] Figures 1-9 represent various aspects of an illustrative example of a new orientation spacer bushing disclosed herein that can be employed to orient a production output of a subsea production tree relative to an x-y matrix of a field submarine production;

[014] As Figuras 10-15 representam outros novos sistemas, dispositivos e métodos para orientar uma saída de produção de uma árvore de produção submarina em relação a uma matriz x-y de um campo de produção submarino; e[014] Figures 10-15 represent other new systems, devices and methods for orienting a production output of a subsea production tree relative to an x-y matrix of a subsea production field; It is

[015] As Figuras 16-19 representam ainda outros novos sistemas, dispositivos e métodos para orientar uma saída de produção de uma árvore de produção submarina em relação a uma matriz x-y de um campo de produção submarino.[015] Figures 16-19 represent yet other new systems, devices and methods for orienting a production output of a subsea production tree relative to an x-y matrix of a subsea production field.

[016] Embora a matéria divulgada neste documento seja suscetível a várias modificações e formas alternativas, formas de realização específicas da mesma foram mostradas a título de exemplo nos desenhos e são aqui descritas em detalhes. Deve ser entendido, no entanto, que a descrição neste documento de formas de realização específicas não se destina a limitar a matéria divulgada às formas particulares divulgadas, mas, pelo contrário, a intenção é cobrir todas as modificações, equivalentes e alternativas abrangidas pelo espírito e escopo da matéria divulgada, conforme definida pelas reivindicações anexas.[016] Although the material disclosed in this document is susceptible to various modifications and alternative forms, specific embodiments thereof have been shown by way of example in the drawings and are described in detail here. It is to be understood, however, that the description herein of specific embodiments is not intended to limit the subject matter disclosed to the particular forms disclosed, but rather is intended to cover all modifications, equivalents and alternatives encompassed by the spirit and scope of the matter disclosed, as defined by the attached claims.

DESCRIPTION OF EMBODIMENTS

[017] Várias formas de realização ilustrativas da matéria divulgada são descritas abaixo. Para fins de clareza, nem todas as características de uma implementação atual são descritas neste relatório descritivo. Deve-se compreender que no desenvolvimento de qualquer forma de realização atual, inúmeras decisões específicas de implementação devem ser feitas para atingir os objetivos específicos dos desenvolvedores, tais como a conformidade com as restrições relacionadas ao sistema e negócios, que irá variar de uma implementação para outra. Além disso, deve-se compreender que tal esforço de desenvolvimento pode ser complexo e demorado, mas seria, no entanto, uma tarefa de rotina para aqueles técnicos no assunto tendo o benefício desta divulgação.[017] Various illustrative embodiments of the disclosed matter are described below. For clarity, not all features of a current implementation are described in this specification. It must be understood that in the development of any current embodiment, numerous implementation-specific decisions must be made to achieve the specific objectives of the developers, such as compliance with system and business related constraints, which will vary from one implementation to another. other. Furthermore, it should be understood that such a development effort may be complex and time-consuming, but would nevertheless be a routine task for those skilled in the art having the benefit of this disclosure.

[018] A presente matéria será agora descrita com referência às figuras anexas. Várias estruturas, sistemas e dispositivos são esquematicamente representados nos desenhos apenas para fins explicativos e de modo a não obscurecer a presente divulgação com detalhes que são bem conhecidos por aqueles técnicos no assunto. No entanto, os desenhos anexos são incluídos para descrever e explicar exemplos ilustrativos da presente divulgação. As palavras e frases usadas neste documento devem ser entendidas e interpretadas como tendo um significado consistente com a compreensão dessas palavras e frases por aqueles técnicos no assunto relevante. Nenhuma definição especial de um termo ou frase, isto é, uma definição que seja diferente do significado comum e costumeiro, conforme entendido por aqueles técnicos no assunto, pretende ser implícita pelo uso consistente do termo ou frase neste documento. Na medida em que um termo ou frase se destina a apresentar um significado especial, ou seja, um significado diferente daquele entendido pelos técnicos no assunto, tal definição especial será expressamente estabelecida no relatório descritivo de uma forma que forneça direta e inequivocamente a definição especial para o termo ou frase.[018] The present matter will now be described with reference to the attached figures. Various structures, systems and devices are schematically represented in the drawings for explanatory purposes only and so as not to obscure the present disclosure with details that are well known to those skilled in the art. However, the accompanying drawings are included to describe and explain illustrative examples of the present disclosure. Words and phrases used in this document should be understood and interpreted as having a meaning consistent with the understanding of such words and phrases by those skilled in the relevant subject matter. No special definition of a term or phrase, that is, a definition that is different from the common and customary meaning as understood by those skilled in the art, is intended to be implied by the consistent use of the term or phrase in this document. To the extent that a term or phrase is intended to have a special meaning, that is, a meaning other than that understood by those skilled in the art, such special definition will be expressly set forth in the specification in a manner that directly and unambiguously provides the special definition for the term or phrase.

[019] As Figuras 1-9 representam vários aspectos de um exemplo ilustrativo de um novo aparelho de bucha espaçadora de orientação passiva 1 divulgado neste documento que pode ser empregado para orientar um componente, tal como, por exemplo, um suspensor da coluna de produção, em uma cabeça de poço 10 (isto é, alojamento de alta pressão) de um poço de petróleo e gás. Nos exemplos aqui representados, o componente que engata no aparelho de bucha espaçadora 1 será um suspensor da coluna de produção ilustrativo. No entanto, como será entendido por aqueles técnicos no assunto após uma leitura completa do presente pedido, o novo aparelho de bucha espaçadora 1 divulgado neste documento pode ser empregado durante a orientação de uma variedade de componentes diferentes com um poço. Com referência às Figuras 1-5, em um nível muito elevado, em uma forma de realização ilustrativa, o aparelho 1 compreende, em geral, uma estrutura em hélice passiva 20 e uma porca roscada ajustável 30 que é adaptada para ser acoplada por rosca à estrutura em hélice passiva 20 por um conexão roscada, por exemplo, roscas ACME. Conforme descrito detalhadamente abaixo, após o aparelho de bucha espaçadora 1 ser inicialmente posicionado ou assentado na cabeça de poço 10, a estrutura em hélice passiva 20 será impedida de girar, mas ainda será capaz de ser movida verticalmente dentro da cabeça de poço 10. Para alcançar o movimento vertical da estrutura em hélice passiva 20, a porca roscada ajustável 30 será girada enquanto a estrutura em hélice passiva 20 é impedida de girar, o que, devido à conexão roscada entre os dois componentes, forçará a estrutura em hélice passiva 20 a subir verticalmente dentro da cabeça de poço 10 para sua posição vertical final desejada dentro da cabeça de poço 10. Após o aparelho de bucha espaçadora 1 ser posicionado e travado na cabeça de poço 10 (usando um processo descrito detalhadamente abaixo) e orientado em relação ao recesso de orientação da bucha 13 na cabeça de poço 10, um componente, como um suspensor da coluna de produção 40 (vide Figura 5) assentará na estrutura em hélice passiva 20. Mais especificamente, uma chave de orientação de componente 31 no componente é adaptada para assentar inicialmente na estrutura em hélice passiva 20. Uma vez assentado, o "peso" do componente (e sua coluna de operação associada) suportado em uma instalação de superfície, por exemplo, uma plataforma ou navio, será reduzido, colocando, assim, mais "peso" no componente de modo que ele se desloque ainda mais para baixo dentro do poço. Conforme o componente se move para baixo, o componente irá autogirar (self-rotate) (ou seja, não será girado usando um dispositivo como um top drive) devido ao engate entre a chave de orientação de componente 31 no componente e a estrutura em hélice passiva 20. Este movimento de rotação do suspensor da coluna de produção 40 continuará até o momento em que a chave de orientação de componente 31 no componente engate em um recesso de orientação de componente 21 definido na estrutura em hélice passiva 20, orientando assim o componente, por exemplo, o suspensor da coluna de produção 40 em relação ao estrutura em hélice passiva 20.[019] Figures 1-9 depict various aspects of an illustrative example of a novel passive guidance spacer bushing apparatus 1 disclosed herein that may be employed to orient a component, such as, for example, a production column hanger , in a wellhead 10 (i.e., high pressure housing) of an oil and gas well. In the examples represented here, the component that engages the spacer bushing apparatus 1 will be an illustrative production column hanger. However, as will be understood by those skilled in the art after a thorough reading of the present application, the novel spacer bushing apparatus 1 disclosed herein can be employed when orienting a variety of different components with a well. Referring to Figures 1-5, at a very high level, in an illustrative embodiment, the apparatus 1 generally comprises a passive helix structure 20 and an adjustable threaded nut 30 which is adapted to be thread-coupled to the passive helix structure 20 by a threaded connection, e.g. ACME threads. As described in detail below, after the spacer bushing apparatus 1 is initially positioned or seated in the wellhead 10, the passive helix structure 20 will be prevented from rotating, but will still be able to be moved vertically within the wellhead 10. To To achieve vertical movement of the passive helix structure 20, the adjustable threaded nut 30 will be rotated while the passive helix structure 20 is prevented from rotating, which, due to the threaded connection between the two components, will force the passive helix structure 20 to rise vertically within the wellhead 10 to its desired final vertical position within the wellhead 10. After the spacer bushing apparatus 1 is positioned and locked into the wellhead 10 (using a process described in detail below) and oriented relative to the bushing orientation recess 13 in the wellhead 10, a component such as a production string hanger 40 (see Figure 5) will seat in the passive helix structure 20. More specifically, a component orientation key 31 in the component is adapted to initially seat on the passive propeller structure 20. Once seated, the "weight" of the component (and its associated operating column) supported on a surface installation, e.g., a platform or ship, will be reduced, thereby placing more "weight" on the component so that it moves further down the well. As the component moves downward, the component will self-rotate (i.e., will not be rotated using a device such as a top drive) due to engagement between the component orientation switch 31 on the component and the helix structure passive 20. This rotational movement of the production string hanger 40 will continue until such time as the component orientation switch 31 on the component engages a component orientation recess 21 defined in the passive helix structure 20, thereby orienting the component , for example, the production column hanger 40 in relation to the passive propeller structure 20.

[020] A Figura 1 representa a cabeça de poço 10 antes da instalação do aparelho de bucha espaçadora passiva 1. Como mostrado na Figura 1, neste exemplo, um suspensor de revestimento 11 e um conjunto de vedação de anular pack-off 12 foram previamente posicionados na cabeça de poço 10. Um tubo condutor ilustrativo 85 encontra-se representado também na Figura 1. Como observado melhor na Figura 1, a cabeça de poço 10 compreende um recesso de orientação da bucha espaçadora 13 formado na sua superfície interna. Como ilustrado na Figura 4, um indicador ou marcação externa 45, tal como uma linha pintada ou uma fenda usinada, pode ser formada ou colocada na superfície externa da cabeça de poço 10 em um local que corresponda ao local do recesso de orientação da bucha espaçadora 13 de modo que a orientação do recesso de orientação da bucha espaçadora 13 possa ser determinada por observação visual (usando um ROV) após a cabeça de poço 10 ter sido instalada no poço e antes da instalação do suspensor da coluna de produção 40. Obviamente, a marcação 45 não precisa estar alinhada com o recesso de orientação da bucha espaçadora 13, pois a posição do recesso de orientação da bucha espaçadora 13 em relação a qualquer colocação da marcação 45 pode ser rapidamente determinada. Em outras formas de realização, a localização do recesso de orientação da bucha espaçadora 13 pode ser determinada também por meios de sensores externos através da parede (discutidos abaixo) que estão posicionados fora do poço ou operados por um veículo operado remotamente (ROV). Como será compreendido por aqueles técnicos no assunto após uma leitura completa do presente pedido, pelo uso do aparelho de bucha espaçadora 1 divulgado neste documento, a cabeça de poço 10 pode ser inicialmente instalada no poço sem levar em consideração a orientação da cabeça de poço 10 ou o recesso de orientação da bucha espaçadora 13 em relação a qualquer outro aspecto do campo submarino ou um item de equipamento submarino. Encontra-se também representada na Figura 1, outra fenda antirrotação 14 para vários itens de ferramentas de cabeça de poço (não mostradas).[020] Figure 1 represents the wellhead 10 prior to installation of the passive spacer bushing apparatus 1. As shown in Figure 1, in this example, a casing hanger 11 and a pack-off annular seal assembly 12 were previously positioned in the wellhead 10. An illustrative conductive tube 85 is also shown in Figure 1. As seen better in Figure 1, the wellhead 10 comprises a spacer bushing guidance recess 13 formed on its inner surface. As illustrated in Figure 4, an external indicator or marking 45, such as a painted line or a machined slot, may be formed or placed on the outer surface of the wellhead 10 at a location that corresponds to the location of the spacer bushing orienting recess. 13 so that the orientation of the spacer bushing orienting recess 13 can be determined by visual observation (using an ROV) after the wellhead 10 has been installed in the well and before installation of the production string hanger 40. Obviously, the marking 45 does not need to be aligned with the spacer bushing orienting recess 13, as the position of the spacer bushing orienting recess 13 relative to any placement of the marking 45 can be quickly determined. In other embodiments, the location of the orienting recess of the spacer bushing 13 may also be determined by external through-wall sensor means (discussed below) that are positioned outside the well or operated by a remotely operated vehicle (ROV). As will be understood by those skilled in the art after a complete reading of the present application, by use of the spacer bushing apparatus 1 disclosed herein, the wellhead 10 may be initially installed in the wellbore without regard to the orientation of the wellhead 10 or the orienting recess of the spacer bushing 13 relative to any other aspect of the subsea field or an item of subsea equipment. Also shown in Figure 1 is another anti-rotation slot 14 for various items of wellhead tools (not shown).

[021] As Figuras 2 e 3 são vistas em perspectiva que representam uma forma de realização ilustrativa do aparelho de bucha espaçadora 1 fora da cabeça de poço 10, em que o aparelho de bucha espaçadora 1 está em seu estado não expandido, ou seja, em que a porção roscada da porca roscada ajustável 30 está totalmente inserida em um recesso inferior roscado 43 na estrutura em hélice passiva 20. Em uma forma de realização ilustrativa, a porca roscada ajustável 30 é roscada externamente enquanto o recesso roscado 43 é internamente roscado. Obviamente, se desejado, o rosqueamento externo e interno da porca 30 e do recesso 43 podem ser invertidos. A Figura 4 é uma vista em corte transversal do aparelho de bucha espaçadora 1 após ter sido inicialmente inserido na cabeça de poço 10, em que o aparelho de bucha espaçadora 1 está em seu estado não expandido. Com referência a estes desenhos, a estrutura em hélice passiva 20 inclui pelo menos uma superfície helicoidal 15, uma pluralidade de fendas de ferramenta 16, uma pluralidade de fendas de orientação de bucha espaçadora 17 que estão espaçadas em torno do perímetro da estrutura em hélice passiva 20, uma chave de orientação da bucha espaçadora inclinada para fora e acionada por mola 18 que é adaptada para ser posicionada em uma das fendas de orientação da bucha espaçadora 17, um recesso de orientação de componente 21, uma superfície de assentamento de componente 22 e o recesso roscado 43 mencionado acima. A estrutura em hélice passiva 20 também compreende uma pluralidade de chaves de ajuste de altura inclinadas para fora e acionadas por mola 23 (três das quais estão representadas na Figura 4) que são adaptadas para engatar em uma ranhura rebaixada 25 definida na cabeça de poço 10. Em outros casos, a ranhura rebaixada pode ser formada em outra estrutura ou componente, por exemplo, uma bucha de travamento, que foi anteriormente posicionada na cabeça de poço 10, em que o aparelho de bucha espaçadora 1 será inserido na bucha de travamento (ou qualquer outra estrutura). No exemplo representado, a estrutura em hélice passiva 20 compreende uma pluralidade de superfícies helicoidais 15, cujas extremidades superiores se encontram em um ápice/vértice 15A. O recesso de orientação de componente 21 está posicionado adjacentemente às extremidades inferiores 15B das superfícies helicoidais 15.[021] Figures 2 and 3 are perspective views representing an illustrative embodiment of the spacer bushing apparatus 1 outside the wellhead 10, wherein the spacer bushing apparatus 1 is in its unexpanded state, i.e. wherein the threaded portion of the adjustable threaded nut 30 is fully inserted into a lower threaded recess 43 in the passive helix structure 20. In an illustrative embodiment, the adjustable threaded nut 30 is externally threaded while the threaded recess 43 is internally threaded. Of course, if desired, the external and internal threading of nut 30 and recess 43 can be reversed. Figure 4 is a cross-sectional view of the spacer bushing apparatus 1 after it has been initially inserted into the wellhead 10, wherein the spacer bushing apparatus 1 is in its unexpanded state. Referring to these drawings, the passive helix structure 20 includes at least one helical surface 15, a plurality of tool slots 16, a plurality of spacer bushing orientation slots 17 that are spaced around the perimeter of the passive helix structure. 20, an outwardly inclined, spring-loaded spacer bushing orientation key 18 that is adapted to be positioned in one of the spacer bushing orientation slots 17, a component orientation recess 21, a component seating surface 22, and the threaded recess 43 mentioned above. The passive helix structure 20 also comprises a plurality of outwardly inclined, spring-loaded height adjustment switches 23 (three of which are depicted in Figure 4) that are adapted to engage a recessed groove 25 defined in the wellhead 10. In other cases, the countersunk groove may be formed in another structure or component, for example, a locking bushing, which has previously been positioned in the wellhead 10, wherein the spacer bushing apparatus 1 will be inserted into the locking bushing ( or any other structure). In the illustrated example, the passive helix structure 20 comprises a plurality of helical surfaces 15, the upper ends of which meet at an apex/vertex 15A. The component orientation recess 21 is positioned adjacent to the lower ends 15B of the helical surfaces 15.

[022] A chave de orientação da bucha espaçadora 18 é adaptada para engatar no recesso de orientação da bucha espaçadora 13 formado na superfície interna da cabeça de poço 10. Em outros casos, o recesso de orientação da bucha espaçadora 13 pode ser formado em outra estrutura ou componente, por exemplo, uma bucha de travamento, que foi previamente posicionada na cabeça de poço 10, em que o aparelho de bucha espaçadora 1 será inserido na bucha de travamento (ou qualquer outra estrutura). O engate entre a chave de orientação da bucha espaçadora 18 e o recesso de orientação da bucha espaçadora 13 fixa a orientação radial da estrutura em hélice passiva 20 em relação à cabeça de poço 10 e evita o movimento de rotação adicional da estrutura em hélice passiva 20 em relação à cabeça de poço 10 (ou outra estrutura na qual o aparelho de bucha espaçadora 1 está posicionado). O recesso de orientação da bucha espaçadora 13 tem um comprimento axial que é maior do que o comprimento axial da chave de orientação da bucha espaçadora 18, de modo a permitir que a estrutura em hélice passiva 20 se mova verticalmente quando a chave de orientação da bucha espaçadora 18 está posicionada dentro do recesso de orientação da bucha espaçadora 13. A Figura 4 representa esquematicamente a conexão roscada 26 (por exemplo, roscas ACME) entre a estrutura em hélice passiva 20 e a porca roscada ajustável 30. O número das fendas de orientação da bucha espaçadora 17 e a quantidade do espaçamento angular 19 entre as fendas de orientação da bucha espaçadora 17 adjacentes podem variar dependendo da aplicação particular. Em uma forma de realização ilustrativa, o aparelho de bucha espaçadora 1 pode compreender trinta e cinco fendas de orientação de bucha 17 que têm um espaçamento angular 19 igual de cerca de dez graus entre as fendas de orientação de bucha espaçadora 17 adjacentes. Em outras formas de realização, as fendas de orientação de bucha 17 podem não estar todas igualmente espaçadas em torno do perímetro do aparelho de bucha espaçadora 1. O ângulo das superfícies helicoidais 15 também pode variar dependendo da aplicação particular. Em uma forma de realização ilustrativa, as superfícies helicoidais 15 podem ser formadas em um ângulo em relação a horizontal de cerca de 20-30 graus e, em um exemplo particular, cerca de 26 graus.[022] The spacer bushing orienting key 18 is adapted to engage the spacer bushing orienting recess 13 formed in the inner surface of the wellhead 10. In other cases, the spacer bushing orienting recess 13 may be formed in another structure or component, for example, a locking bushing, which has been previously positioned in the wellhead 10, wherein the spacer bushing apparatus 1 will be inserted into the locking bushing (or any other structure). The engagement between the spacer bushing orientation key 18 and the spacer bushing orientation recess 13 secures the radial orientation of the passive helix structure 20 relative to the wellhead 10 and prevents further rotational movement of the passive helix structure 20 relative to the wellhead 10 (or other structure in which the spacer bushing apparatus 1 is positioned). The spacer bushing orienting recess 13 has an axial length that is greater than the axial length of the spacer bushing orienting key 18 so as to allow the passive helix structure 20 to move vertically when the bushing orienting key spacer bushing 18 is positioned within the orienting recess of the spacer bushing 13. Figure 4 schematically represents the threaded connection 26 (e.g., ACME threads) between the passive helix structure 20 and the adjustable threaded nut 30. The number of the orienting slots of spacer bushing 17 and the amount of angular spacing 19 between adjacent spacer bushing orienting slots 17 may vary depending on the particular application. In an illustrative embodiment, the spacer bushing apparatus 1 may comprise thirty-five bushing orientation slots 17 that have an equal angular spacing 19 of about ten degrees between adjacent spacer bushing orientation slots 17. In other embodiments, the bushing orientation slots 17 may not all be equally spaced around the perimeter of the spacer bushing apparatus 1. The angle of the helical surfaces 15 may also vary depending on the particular application. In an illustrative embodiment, the helical surfaces 15 may be formed at an angle to the horizontal of about 20-30 degrees and, in a particular example, about 26 degrees.

[023] A porca roscada ajustável 30 compreende uma pluralidade de fendas de ferramenta de porca 24 e uma superfície de assentamento inferior 44. Como ilustrado na Figura 4, a superfície de assentamento inferior 44 da porca ajustável 30 é adaptada para assentar ou engatar em uma superfície superior de um componente ou estrutura previamente posicionada na cabeça de poço 10. No exemplo ilustrativo aqui representado, a superfície de assentamento inferior 44 é adaptada para assentar em uma superfície superior 11A no suspensor de revestimento 11 quando o aparelho de bucha espaçadora 1, em seu estado não expandido, está inicialmente posicionado dentro da cabeça de poço 10. As fendas de ferramenta 16 na estrutura em hélice passiva 20 são fornecidas de modo que uma ferramenta de instalação (descrita mais detalhadamente abaixo) pode girar o aparelho de bucha espaçadora 1 (isto é, a combinação da estrutura em hélice passiva 20 e a porca ajustável 30) após o aparelho de bucha espaçadora 1 ter sido inicialmente assentado na cabeça de poço 10, como ilustrado na Figura 4. Observe que, nesta posição inicialmente assentada, as chaves de ajuste de altura 23 estão posicionadas abaixo do nível da ranhura 25 na cabeça de poço (ou outra estrutura) que elas irão por fim engatar quando a estrutura em hélice passiva 20 é elevada à sua altura final pela rotação da porca 30. Conforme descrito detalhadamente abaixo, após o aparelho de bucha espaçadora 1 ter assentado inicialmente na cabeça de poço 10, o aparelho de bucha espaçadora 1 é girado até um momento em que a chave de orientação da bucha espaçadora 18 engate no recesso de orientação da bucha espaçadora 13. As fendas de ferramenta de porca 24 na porca ajustável 30 são fornecidas de modo que, após a chave de orientação da bucha espaçadora 18 ter engatado no recesso de orientação da bucha espaçadora 13, a ferramenta de instalação pode girar a porca ajustável 30 em relação à estrutura em hélice passiva 20, enquanto a estrutura em hélice passiva 20 é impedida de girar pelo engate entre a chave de orientação da bucha espaçadora 18 e o recesso de orientação da bucha espaçadora 13 formado na superfície interna da cabeça de poço 10 (ou outra estrutura). Como observado acima, a rotação da porca ajustável 30 em relação à estrutura em hélice passiva 20 faz com que a estrutura em hélice passiva 20 se eleve verticalmente dentro da cabeça de poço 10 até um momento em que as chaves de ajuste de altura acionadas por mola 23 engatem na ranhura 25 na cabeça de poço 10 (ou outra estrutura).[023] The adjustable threaded nut 30 comprises a plurality of nut tool slots 24 and a lower seating surface 44. As illustrated in Figure 4, the lower seating surface 44 of the adjustable nut 30 is adapted to seat or engage a upper surface of a component or structure previously positioned on the wellhead 10. In the illustrative example depicted here, the lower seating surface 44 is adapted to seat on an upper surface 11A on the casing hanger 11 when the spacer bushing apparatus 1, in In its unexpanded state, it is initially positioned within the wellhead 10. Tool slots 16 in the passive helix structure 20 are provided so that an installation tool (described in more detail below) can rotate the spacer bushing apparatus 1 ( that is, the combination of the passive helix structure 20 and the adjustable nut 30) after the spacer bushing apparatus 1 has been initially seated in the wellhead 10, as illustrated in Figure 4. Note that in this initially seated position, the keys Height adjustment screws 23 are positioned below the level of the slot 25 in the wellhead (or other structure) which they will ultimately engage when the passive helix structure 20 is raised to its final height by rotation of the nut 30. As described in detail below, after the spacer bushing apparatus 1 has initially seated in the wellhead 10, the spacer bushing apparatus 1 is rotated until a time when the spacer bushing orientation key 18 engages the spacer bushing orientation recess 13. nut tool slots 24 in the adjustable nut 30 are provided so that, after the spacer bushing orienting wrench 18 has engaged the spacer bushing orienting recess 13, the installation tool can rotate the adjustable nut 30 relative to the frame. in passive helix 20, while the passive helix structure 20 is prevented from rotating by the engagement between the spacer bushing orienting key 18 and the spacer bushing orienting recess 13 formed in the inner surface of the wellhead 10 (or other structure) . As noted above, rotation of the adjustable nut 30 relative to the passive helix structure 20 causes the passive helix structure 20 to rise vertically within the wellhead 10 until a time when the spring-loaded height adjustment switches 23 engage the groove 25 in the wellhead 10 (or other structure).

[024] Com referência à Figura 5, como observado acima, o suspensor da coluna de produção 40 compreende uma chave de orientação de componente 31 que é adaptada para engatar no recesso de orientação de componente 21 na estrutura em hélice passiva 20. No exemplo representado, a chave de orientação de componente 31 é acoplada ao componente, por exemplo, o suspensor da coluna de produção 40, por uma pluralidade de elementos de fixação roscados 35. Uma pluralidade de superfícies cônicas 32 são proporcionadas na chave de orientação de componente 31 de modo a permitir um movimento relativamente suave da chave de orientação de componente 31 ao longo das superfícies helicoidais 15 e a entrada da chave de orientação de componente 31 no recesso de orientação de componente 21. O suspensor da coluna de produção 40 também compreende uma pluralidade de travas 33 que são adaptadas para serem acionadas de modo a engatar nas ranhuras de travamento 34 formadas na cabeça de poço 10. Uma superfície inferior (não mostrada) do suspensor da coluna de produção 40 é adaptada para engatar na superfície de assentamento de componente 22 (vide Figura 4) na estrutura em hélice passiva 20.[024] With reference to Figure 5, as noted above, the production column hanger 40 comprises a component orientation key 31 that is adapted to engage the component orientation recess 21 in the passive helix structure 20. In the example depicted , the component orientation key 31 is coupled to the component, for example, the production column hanger 40, by a plurality of threaded fastening elements 35. A plurality of conical surfaces 32 are provided on the component orientation key 31 of so as to permit relatively smooth movement of the component orientation key 31 along the helical surfaces 15 and entry of the component orientation key 31 into the component orientation recess 21. The production column hanger 40 also comprises a plurality of locks 33 that are adapted to be actuated to engage locking grooves 34 formed in the wellhead 10. A lower surface (not shown) of the production string hanger 40 is adapted to engage the component seating surface 22 ( see Figure 4) in the passive helix structure 20.

[025] A Figura 6 é uma vista ampliada de uma forma de realização ilustrativa das chaves de ajuste de altura inclinadas para fora e acionadas por mola 23 que podem ser empregadas com o aparelho de bucha espaçadora ilustrativo 1 representado na Figura 6. Como aqui representado, as chaves de ajuste de altura 23 são posicionadas em um recesso 20A definido no corpo da estrutura em hélice passiva 20. Uma mola ilustrativa 36, por exemplo, uma mola ondulada, é posicionada no recesso 20A e em uma cavidade 23X definida na parte de trás das chaves de ajuste de altura 23. A mola 36 é fixada às chaves de ajuste de altura 23 por um clipe 37 que é posicionado no interior de um flange 20B em uma ranhura 23Y nas chaves de ajuste de altura 23. O clipe 37 geralmente retém as chaves de ajuste de altura 23 dentro do recesso 20A. A Figura 6 também representa a superfície interna 20S da estrutura em hélice passiva 20 e a ranhura rebaixada 25 na cabeça de poço 10, em que a chave de ajuste de altura 23 está em sua posição totalmente engatada (ou totalmente inserida) na ranhura rebaixada 25. Como indicado, nesta forma de realização ilustrativa, as chaves de ajuste de altura 23 compreendem duas superfícies cônicas frontais 23A, uma face frontal substancialmente plana 23B, uma superfície cônica traseira 23C e uma superfície traseira substancialmente plana 23D. A ferramenta de instalação que é usada para instalar o aparelho de bucha espaçadora 1 compreenderá uma pluralidade de fendas ou recessos (não mostrados) que são adaptados para receber a parte traseira da chave de ajuste de altura 23, isto é, as partes da chave de ajuste de altura 23 que se projetam para dentro além da superfície interna 20S da estrutura em hélice passiva 20 quando a ferramenta de instalação está posicionada no interior da estrutura em hélice passiva 20. Os recessos na ferramenta de instalação permitem que a porção frontal da chave de ajuste de altura 23 se mova para dentro do recesso 20A na estrutura em hélice passiva 20. Ou seja, quando a superfície frontal 23B da chave de ajuste de altura 23 está substancialmente nivelada com a superfície externa 20R da estrutura em hélice passiva 20, uma porção da chave de ajuste de altura 23 se move para dentro da superfície interna 20S. Este arranjo permite que as chaves de ajuste de altura 23 (que são desviadas para fora pela mola 36) se movam para dentro e para fora dentro do recesso 20A à medida que as chaves de ajuste de altura 23 engatam na superfície interna da cabeça de poço 10 (ou outra estrutura) e/ou várias ranhuras formadas na cabeça de poço 10 (ou outra estrutura) quando o aparelho de bucha espaçadora 1 é movido para baixo na cabeça de poço 10. Quando a estrutura em hélice passiva 20 é elevada à sua posição vertical final desejada dentro da cabeça de poço 10, as chaves de ajuste de altura inclinadas para fora e acionadas por mola 23 se estenderão e engatarão totalmente na ranhura rebaixada 25, conforme ilustrado na Figura 6. Depois disso, o suspensor da coluna de produção 40 será posicionado dentro da estrutura em hélice passiva 20. Uma superfície do suspensor da coluna de produção 40 pode engatar na superfície cônica posterior 23C nas chaves de ajuste de altura 23 na medida em que qualquer porção das chaves de ajuste de altura 23 se estende para dentro da superfície interna 20S. Tal engate, se ocorrer, forçará ainda mais as chaves de ajuste de altura 23 a engatarem com a ranhura rebaixada 25. Com as chaves de ajuste de altura 23 em sua posição totalmente engatada, a superfície traseira substancialmente plana 23D das chaves de ajuste de altura 23 deve ser alinhada aproximadamente com a superfície interna 20S da estrutura em hélice passiva 20. Uma superfície externa no suspensor da coluna de produção 40 pode engatar na superfície traseira substancialmente plana 23D para assegurar, desse modo, que as chaves de ajuste de altura 23 permaneçam totalmente engatadas na ranhura rebaixada 25.[025] Figure 6 is an enlarged view of an illustrative embodiment of the outwardly inclined, spring-loaded height adjustment wrenches 23 that may be employed with the illustrative spacer bushing apparatus 1 depicted in Figure 6. As depicted herein , height adjustment keys 23 are positioned in a recess 20A defined in the body of the passive helix structure 20. An illustrative spring 36, for example a wave spring, is positioned in the recess 20A and in a cavity 23X defined in the behind the height adjustment keys 23. The spring 36 is secured to the height adjustment keys 23 by a clip 37 which is positioned inside a flange 20B in a groove 23Y in the height adjustment keys 23. The clip 37 generally retains height adjustment keys 23 within recess 20A. Figure 6 also depicts the inner surface 20S of the passive helix structure 20 and the recessed groove 25 in the wellhead 10, wherein the height adjustment switch 23 is in its fully engaged (or fully inserted) position in the recessed groove 25 As indicated, in this illustrative embodiment, the height adjustment keys 23 comprise two front conical surfaces 23A, a substantially flat front face 23B, a rear conical surface 23C and a substantially flat rear surface 23D. The installation tool which is used to install the spacer bushing apparatus 1 will comprise a plurality of slots or recesses (not shown) which are adapted to receive the rear part of the height adjustment wrench 23, i.e., the parts of the height adjustment wrench 23. height adjustment 23 that protrude inwardly beyond the inner surface 20S of the passive helix structure 20 when the installation tool is positioned within the passive helix structure 20. Recesses in the installation tool allow the front portion of the height adjustment wrench 23 moves into recess 20A in the passive helix structure 20. That is, when the front surface 23B of the height adjustment wrench 23 is substantially flush with the outer surface 20R of the passive helix structure 20, a portion of the height adjustment key 23 moves into the inner surface 20S. This arrangement allows the height adjustment keys 23 (which are deflected outward by spring 36) to move in and out within the recess 20A as the height adjustment keys 23 engage the inner surface of the wellhead. 10 (or other structure) and/or various grooves formed in the wellhead 10 (or other structure) when the spacer bushing apparatus 1 is moved downward in the wellhead 10. When the passive helix structure 20 is raised to its desired final vertical position within the wellhead 10, the spring-loaded, outward-tilted height adjustment wrenches 23 will extend and fully engage the recessed groove 25, as illustrated in Figure 6. Thereafter, the production string hanger 40 will be positioned within the passive helix structure 20. A production column hanger surface 40 may engage the rear conical surface 23C on the height adjustment keys 23 to the extent that any portion of the height adjustment keys 23 extends toward within the inner surface 20S. Such engagement, if it occurs, will further force the height adjustment keys 23 into engagement with the recessed groove 25. With the height adjustment keys 23 in their fully engaged position, the substantially flat rear surface 23D of the height adjustment keys 23 should be approximately aligned with the inner surface 20S of the passive helix structure 20. An outer surface on the production string hanger 40 may engage the substantially flat rear surface 23D to thereby ensure that the height adjustment keys 23 remain fully engaged in recessed groove 25.

[026] Um método operacional ilustrativo será agora descrito para explicar como o aparelho de bucha espaçadora 1 divulgado neste documento pode ser empregado para orientar a saída de produção (não mostrada) de uma árvore de produção (não mostrada) que é montada na cabeça de poço 10 em qualquer orientação angular desejada. Em geral, uma orientação alvo desejada para a saída de produção da árvore de produção a ser instalada na cabeça de poço 10 em relação a um sistema de referência geral (isto é, uma matriz x-y) de um campo de produção submarino em desenvolvimento será definida pelos requisitos do projeto. A orientação do alvo desejada da saída de produção da árvore de produção pode ser baseada em uma variedade de fatores, como, por exemplo, a localização dos manifolds e/ou outros itens de equipamentos submarinos, etc., que serão acoplados à saída de produção por alguma forma de um duto de fluido, como, por exemplo, uma linha de fluxo (não mostrada) ou um jumper submarino (não mostrado). Orientar adequadamente a saída de produção na árvore de produção facilitará o uso eficiente do espaço do campo e permitirá o direcionamento desejado das linhas de fluxo e jumpers submarinos, e facilitará a fabricação precisa de tais jump ers submarinos. O suspensor da coluna de produção 40 compreende tipicamente uma ou mais passagens orientadas verticalmente (não mostradas), por exemplo, uma passagem de produção, uma passagem de anular, várias passagens para linhas de controle, etc., que se estendem através do corpo do suspensor da coluna de produção 40. No caso de uma árvore de produção vertical, existem vários tubos de isolamento (não mostrados) que se estendem para baixo a partir da parte inferior da árvore de produção que são adaptados para engatar nas passagens orientadas verticalmente definidas no suspensor da coluna de produção 40 quando a árvore de produção é instalada na cabeça de poço 10. Assim, a orientação radial relativa entre a árvore de produção (e a saída de produção da árvore) e o suspensor da coluna de produção 40 é fixada em virtude do engate dessas passagens orientadas verticalmente e tubos de isolamento. Assim, a orientação da saída de produção na orientação alvo desejada para a saída de produção pode ser alcançada orientando o suspensor da coluna de produção 40 em uma orientação desejada dentro da cabeça de poço 10.[026] An illustrative operating method will now be described to explain how the spacer bushing apparatus 1 disclosed in this document can be employed to guide the production output (not shown) of a production spindle (not shown) that is mounted on the production head. well 10 in any desired angular orientation. In general, a desired target orientation for the production output of the production tree to be installed at wellhead 10 relative to a general reference system (i.e., an x-y matrix) of a developing subsea production field will be defined. by the project requirements. The desired target orientation of the production output of the production tree can be based on a variety of factors, such as the location of manifolds and/or other items of subsea equipment, etc., that will be coupled to the production output by some form of fluid conduit, such as a flowline (not shown) or a subsea jumper (not shown). Properly orienting the production output in the production tree will facilitate efficient use of field space and allow for the desired routing of flow lines and subsea jumpers, and will facilitate accurate manufacturing of such subsea jumpers. The production column hanger 40 typically comprises one or more vertically oriented passages (not shown), e.g., a production passage, an annulus passage, several control line passages, etc., which extend through the body of the production string hanger 40. In the case of a vertical production shaft, there are several isolation tubes (not shown) extending downward from the bottom of the production shaft that are adapted to engage the vertically oriented passages defined in the production string hanger 40 when the production tree is installed at the wellhead 10. Thus, the relative radial orientation between the production tree (and the tree's production outlet) and the production string hanger 40 is fixed at virtue of the engagement of these vertically oriented passages and insulation tubes. Thus, orientation of the production outlet in the desired target orientation for the production outlet can be achieved by orienting the production string hanger 40 in a desired orientation within the wellhead 10.

[027] Inicialmente, a cabeça de poço 10 pode ser instalada no poço sem considerar a orientação do recesso de orientação da bucha espaçadora 13 na cabeça de poço 10 (ou outra estrutura). Antes da instalação do suspensor da coluna de produção 40, a orientação ou direção instalada do recesso de orientação da bucha espaçadora 13 na cabeça de poço 10 pode ser determinada localizando o exterior ou marcador externo 45 (representado de forma simplista na Figura 5) que corresponde à localização do recesso de orientação da bucha espaçadora 13 formado na superfície interna da cabeça de poço 10. O marcador externo 45 pode estar localizado em uma variedade de locais diferentes, dependendo da aplicação particular e, como observado acima, o marcador 45 pode estar ou não alinhado com o recesso de orientação da bucha espaçadora 13. Em uma forma de realização ilustrativa, o marcador externo 45 pode estar na superfície externa da cabeça de poço 10. A localização do marcador externo 45 pode ser determinada usando uma variedade de técnicas, como, por exemplo, usar um ROV para observar visualmente a marcação 45 da parte externa da cabeça de poço 10, usar um sensor para detectar o marcador externo 45, etc. A orientação ou direção instalada do recesso de orientação da bucha espaçadora 13, que corresponde (ou pode estar relacionado) à orientação da cabeça de poço instalada, pode então ser registrada em relação ao sistema de referência geral para o campo em desenvolvimento.[027] Initially, the wellhead 10 can be installed in the well without considering the orientation of the orientation recess of the spacer bushing 13 in the wellhead 10 (or other structure). Prior to installation of the production string hanger 40, the installed orientation or direction of the spacer bushing orienting recess 13 in the wellhead 10 can be determined by locating the outer or outer marker 45 (simplistically depicted in Figure 5) that corresponds to the location of the spacer bushing orienting recess 13 formed in the inner surface of the wellhead 10. The outer marker 45 may be located in a variety of different locations depending on the particular application and, as noted above, the marker 45 may be or not aligned with the orienting recess of the spacer bushing 13. In an illustrative embodiment, the outer marker 45 may be on the outer surface of the wellhead 10. The location of the outer marker 45 may be determined using a variety of techniques, such as , for example, using an ROV to visually observe marker 45 from the outside of wellhead 10, using a sensor to detect outer marker 45, etc. The installed orientation or direction of the spacer bushing orientation recess 13, which corresponds (or may be related) to the orientation of the installed wellhead, can then be recorded relative to the general reference system for the field under development.

[028] Com a orientação da cabeça de poço instalada agora conhecida, a chave de orientação da bucha espaçadora 18 pode ser posicionada em uma das fendas de orientação da bucha espaçadora 17 na estrutura em hélice passiva 20 na superfície de um navio ou plataforma, ou seja, antes de mover/assentar o aparelho de bucha espaçadora 1 (em seu estado não estendido) em posição na cabeça de poço 10. A fenda da bucha espaçadora precisa 17 selecionada para a chave de orientação da bucha espaçadora 18 será selecionada de modo que, quando a chave de orientação de componente 31 estiver posicionada no recesso de orientação de componente 21 definido na estrutura em hélice passiva 20, o componente, por exemplo, o suspensor da coluna de produção 40, será orientado radialmente em uma posição desejada de modo que, quando a árvore de produção for acoplada ao suspensor da coluna de produção 40, a saída de produção da árvore de produção será orientada na orientação alvo desejada para a saída de produção. Nesse ponto, com o aparelho de bucha espaçadora 1 na superfície de um navio ou uma plataforma, a porca ajustável 30 pode ser roscada no recesso roscado 43 na estrutura em hélice passiva 20, de modo que a porca ajustável 30 seja posicionada o mais completamente possível dentro do recesso roscado 43 na estrutura em hélice passiva 20, isto é, o aparelho de bucha espaçadora 1 está no seu estado não estendido.[028] With the orientation of the installed wellhead now known, the spacer bushing orientation key 18 can be positioned in one of the spacer bushing orientation slots 17 in the passive helix structure 20 on the surface of a ship or platform, or that is, before moving/seating the spacer bushing apparatus 1 (in its unextended state) into position in the wellhead 10. The precise spacer bushing slot 17 selected for the spacer bushing orientation key 18 will be selected so that , when the component orientation switch 31 is positioned in the component orientation recess 21 defined in the passive helix structure 20, the component, for example, the production column hanger 40, will be oriented radially in a desired position so that , when the production tree is coupled to the production column hanger 40, the production output of the production tree will be oriented in the desired target orientation for the production output. At this point, with the spacer bushing apparatus 1 on the surface of a ship or a platform, the adjustable nut 30 can be threaded into the threaded recess 43 in the passive helix structure 20, so that the adjustable nut 30 is positioned as completely as possible. within the threaded recess 43 in the passive helix structure 20, that is, the spacer bushing apparatus 1 is in its unextended state.

[029] Com referência às Figuras 7 e 8, com o aparelho de bucha espaçadora 1 em seu estado não estendido, o aparelho de bucha espaçadora 1 pode ser posicionado em uma ferramenta de instalação 50. O aparelho 1 será movido para a cabeça de poço através de um BOP (não mostrado) que está operativamente acoplado à cabeça de poço 10. Em uma forma de realização ilustrativa, a ferramenta de instalação 50 compreende, em geral, uma ferramenta acionada por mola 51, um sub de torque 52 (vide Figura 9) e uma bucha de desgaste 53. Como representado, os aparelhos de bucha espaçadora 1 (isto é, a estrutura em hélice passiva 20 e a porca ajustável 30) são posicionados em torno da bucha de desgaste 53. Observe que a chave de orientação da bucha espaçadora 18 não está representada na Figura 7. Em uma forma de realização, a estrutura em hélice passiva 20 pode ser fixada na sua posição por meio de uma ou mais conexões fixadas (não mostradas) entre a estrutura em hélice passiva 20 e a bucha de desgaste 53. Em uma forma de realização particular, uma pluralidade de pinos de cisalhamento pode ser usada para acoplar a estrutura em hélice passiva 20 à bucha de desgaste 53.[029] With reference to Figures 7 and 8, with the spacer bushing apparatus 1 in its unextended state, the spacer bushing apparatus 1 can be positioned on an installation tool 50. The apparatus 1 will be moved to the wellhead through a BOP (not shown) that is operatively coupled to the wellhead 10. In an illustrative embodiment, the installation tool 50 generally comprises a spring-loaded tool 51, a torque sub 52 (see Figure 9) and a wear bushing 53. As shown, the spacer bushing apparatus 1 (i.e., the passive helix structure 20 and the adjustable nut 30) are positioned around the wear bushing 53. Note that the orientation key of the spacer bushing 18 is not shown in Figure 7. In one embodiment, the passive helix structure 20 may be secured in position by means of one or more clamped connections (not shown) between the passive helix structure 20 and the wear bushing 53. In a particular embodiment, a plurality of shear pins may be used to couple the passive helix structure 20 to the wear bushing 53.

[030] A Figura 9 é uma vista em corte transversal que representa o aparelho de bucha espaçadora 1 após ter sido movido para a cabeça de poço 10. Neste ponto, o aparelho de bucha espaçadora 1 ainda está em seu estado não estendido. Observe que a superfície inferior 44 da porca ajustável 30 assentou e está engatada na superfície superior 11A do suspensor de revestimento 11, ou seja, um componente que foi previamente posicionado na cabeça de poço 10. Obviamente, como será compreendido pelos técnicos no assunto após uma leitura completa do presente pedido, a porca ajustável 30 pode assentar em ou engatar com qualquer tipo de estrutura previamente definida na cabeça de poço 10, por exemplo, uma bucha ou semelhante. Nesta posição inicialmente assentada, as chaves de ajuste de altura inclinadas para fora e acionadas por mola 23 (vide, por exemplo, a Figura 2) são posicionadas verticalmente abaixo da ranhura rebaixada 25 definida na cabeça de poço 10 (vide Figura 4). Uma vez que o aparelho 1 assenta no suspensor de revestimento 11 (ou em outra estrutura dentro da cabeça de poço 10), a ferramenta 51 engata nas ranhuras de ferramenta 16 (vide Figura 2) na estrutura em hélice passiva 20, em seguida, gira todo o aparelho de bucha espaçadora 1 até um momento em que a chave de orientação da bucha espaçadora inclinada para fora e acionada por mola 18 (na estrutura em hélice passiva 20) esteja alinhada e engatada no recesso de orientação da bucha espaçadora 13 na cabeça de poço 10 (tal engate não é mostrado na Figura 9). O engate entre a chave de orientação da bucha espaçadora 18 e o recesso da bucha espaçadora 13 evita o movimento de rotação adicional da estrutura em hélice passiva 20, embora ainda permita o movimento vertical da estrutura em hélice passiva 20 dentro da cabeça de poço 10 devido ao maior comprimento axial do recesso de orientação da bucha espaçadora 13 em comparação com o comprimento axial da chave de orientação da bucha espaçadora 18 (como melhor observado na Figura 4). Neste ponto, a ferramenta 51 desengata das ranhuras da ferramenta 16 na estrutura em hélice passiva 20. A ferramenta 51 então engata nas ranhuras da ferramenta da porca 24 na porca ajustável 30. Em seguida, a ferramenta 51 é usada para girar a porca ajustável 30 em um sentido horário (quando visto de cima). Uma vez que a parte inferior 44 da porca ajustável 30 está posicionada contra a superfície superior 11A do suspensor de revestimento fixo 11, a rotação da porca 30 força a estrutura em hélice passiva 20 a se mover verticalmente para cima dentro da cabeça de poço 10 até o momento em que as chaves de ajuste de altura inclinadas para fora e acionadas por mola 23 sejam elevadas a um nível onde elas se movem para o engate com a ranhura rebaixada 25 definida na cabeça de poço 10. O aparelho de bucha espaçadora 1 está agora em sua posição totalmente estendida e travada dentro da cabeça de poço 10. Observe que, ao usar o aparelho de bucha espaçadora 1 aqui divulgado, a distância entre a superfície de assentamento 22 na estrutura em hélice passiva 20 e as ranhuras de travamento 34 formadas na cabeça de poço 10 é um valor conhecido. O suspensor da coluna de produção 40 pode ser projetado para ajustar com precisão esta distância conhecida entre a superfície de assentamento 22 e as ranhuras de travamento 34, garantindo, assim, que o suspensor da coluna de produção 40 seja instalado de forma segura dentro da cabeça de poço 10.[030] Figure 9 is a cross-sectional view representing the spacer bushing apparatus 1 after it has been moved to the wellhead 10. At this point, the spacer bushing apparatus 1 is still in its unextended state. Note that the lower surface 44 of the adjustable nut 30 has seated and is engaged with the upper surface 11A of the casing hanger 11, i.e., a component that was previously positioned in the wellhead 10. Obviously, as will be understood by those skilled in the art after a In full reading of the present application, the adjustable nut 30 may rest on or engage with any type of previously defined structure on the wellhead 10, for example, a bushing or the like. In this initially seated position, the outwardly inclined, spring-loaded height adjustment switches 23 (see, for example, Figure 2) are positioned vertically below the recessed groove 25 defined in the wellhead 10 (see Figure 4). Once the apparatus 1 sits on the casing hanger 11 (or other structure within the wellhead 10), the tool 51 engages the tool slots 16 (see Figure 2) in the passive helix structure 20, then rotates the entire spacer bushing apparatus 1 until a time when the outwardly inclined, spring-loaded spacer bushing orientation key 18 (in the passive helix structure 20) is aligned and engaged in the spacer bushing orientation recess 13 in the spacer bushing head. well 10 (such a coupling is not shown in Figure 9). The engagement between the spacer bushing orientation key 18 and the spacer bushing recess 13 prevents further rotational movement of the passive helix structure 20, while still allowing vertical movement of the passive helix structure 20 within the wellhead 10 due to to the greater axial length of the spacer bushing orienting recess 13 compared to the axial length of the spacer bushing orienting key 18 (as best seen in Figure 4). At this point, tool 51 disengages from tool slots 16 on passive helix structure 20. Tool 51 then engages tool slots on nut 24 on adjustable nut 30. Tool 51 is then used to turn adjustable nut 30 in a clockwise direction (when viewed from above). Since the lower portion 44 of the adjustable nut 30 is positioned against the upper surface 11A of the fixed casing hanger 11, rotation of the nut 30 forces the passive helix structure 20 to move vertically upward within the wellhead 10 until the moment when the outwardly inclined, spring-loaded height adjustment keys 23 are raised to a level where they move into engagement with the countersunk groove 25 set in the wellhead 10. The spacer bushing apparatus 1 is now in its fully extended and locked position within the wellhead 10. Note that when using the spacer bushing apparatus 1 disclosed herein, the distance between the seating surface 22 in the passive helix structure 20 and the locking grooves 34 formed in the wellhead 10. wellhead 10 is a known value. The production string hanger 40 can be designed to precisely adjust this known distance between the seating surface 22 and the locking grooves 34, thereby ensuring that the production string hanger 40 is securely installed within the head. of well 10.

[031] A Figura 8 representa o aparelho de bucha espaçadora 1 após a ferramenta 51 ter sido removida, deixando a bucha 53 posicionada dentro da cabeça de poço 10. O orifício de produção (não mostrado) para o poço pode então ser perfurado através da bucha 53. Após o orifício de produção ter sido perfurado, a ferramenta 51 pode ser colocada novamente na cabeça de poço 10 para recuperar a bucha 53, ao mesmo tempo em que deixa o aparelho de bucha espaçadora 1 na cabeça de poço 10 em sua posição totalmente estendida e travada como ilustrado na Figura 5. Nesse ponto, o suspensor da coluna de produção 40 pode ser anexado a uma ferramenta de instalação e move para a cabeça de poço 10, por meio da qual uma das superfícies cônicas 32 na chave de orientação de componente 31 engata uma das superfícies helicoidais 15 na estrutura em hélice passiva 20. Nesse ponto, um "peso" adicional é aplicado ao suspensor da coluna de produção, permitindo, assim, que ele se desloque mais para dentro do poço e autogire passivamente até o momento em que a chave de orientação de componente 31 engate no recesso de orientação de componente 21 na estrutura em hélice passiva 20 e fixa a orientação do suspensor da coluna de produção 40 em relação à orientação instalada da cabeça de poço 10. Nesse ponto, as travas (latching dogs) 33 podem ser acionadas de modo a engatar nas ranhuras de travamento 34 formadas na cabeça de poço 10, fixando, assim, o suspensor da coluna de produção 40 na posição dentro da cabeça de poço 10 (ou outra estrutura) em uma orientação desejada. Depois disso, uma árvore de produção pode ser instalada na cabeça de poço 10 e acoplada ao suspensor da coluna de produção 40.[031] Figure 8 depicts the spacer bushing apparatus 1 after the tool 51 has been removed, leaving the bushing 53 positioned within the wellhead 10. The production hole (not shown) for the well can then be drilled through the bushing 53. After the production hole has been drilled, the tool 51 can be placed back into the wellhead 10 to retrieve the bushing 53, while leaving the spacer bushing apparatus 1 on the wellhead 10 in its position fully extended and locked as illustrated in Figure 5. At this point, the production string hanger 40 can be attached to an installation tool and moves to the wellhead 10, whereby one of the tapered surfaces 32 on the orientation key of component 31 engages one of the helical surfaces 15 on the passive helix structure 20. At this point, additional "weight" is applied to the production string hanger, thus allowing it to move further into the well and passively self-rotate until the moment the component orientation switch 31 engages the component orientation recess 21 in the passive helix structure 20 and fixes the orientation of the production string hanger 40 relative to the installed orientation of the wellhead 10. At this point, The latching dogs 33 may be actuated to engage the locking grooves 34 formed in the wellhead 10, thereby securing the production string hanger 40 in position within the wellhead 10 (or other structure). in a desired orientation. Thereafter, a production tree can be installed at the wellhead 10 and coupled to the production string hanger 40.

[032] As Figuras 10-12 representam outros novos sistemas, dispositivos e métodos para orientar passivamente uma saída de produção de uma árvore de produção submarina. Nesta forma de realização ilustrativa, a cabeça de poço 10 será orientada para o layout de campo antes da instalação do suspensor da coluna de produção 40 na cabeça de poço 10. A Figura 11 representa um aparelho 2 onde uma ranhura ou fenda helicoidal 60 foi formada no interior da cabeça de poço 10 (ou outra estrutura). A ranhura 60 termina em uma fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 61. Com referência à Figura 11, nesta forma de realização, o suspensor da coluna de produção 40 compreende um pino acionado por mola 62 que é adaptado para engatar na ranhura helicoidal 60 quando o suspensor da coluna de produção 40 está posicionado no cabeça de poço 10. À medida que o "peso" adicional é aplicado ao suspensor da coluna de produção 40, ele se move ainda mais para baixo na cabeça de poço 10. Devido à interação entre a ranhura helicoidal 60 e o pino 62, o suspensor da coluna de produção 40 autogira até o momento em que o pino acionado por mola 62 esteja alinhado com a fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 61. Nesse momento, o suspensor da coluna de produção 40 se move ainda mais para baixo até um momento em que o suspensor da coluna de produção 40 assente no suspensor de revestimento 11. Nesta posição, o pino 62 está em sua posição final dentro da fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 61. Nesse ponto, a orientação do suspensor da coluna de produção 40 em relação à orientação da cabeça de poço 10 é fixada. Em uma forma de realização ilustrativa, a fenda ou ranhura helicoidal 60 pode ser formada em um ângulo em relação a horizontal de cerca de 20-30 graus e, em um exemplo particular, cerca de 26 graus.[032] Figures 10-12 represent other new systems, devices and methods for passively guiding a production output of a subsea production tree. In this illustrative embodiment, the wellhead 10 will be oriented to the field layout prior to installation of the production string hanger 40 on the wellhead 10. Figure 11 depicts an apparatus 2 where a helical groove or slot 60 has been formed. inside the wellhead 10 (or other structure). The groove 60 terminates in an orientation slot of the production string hanger 61. Referring to Figure 11, in this embodiment, the production string hanger 40 comprises a spring-loaded pin 62 which is adapted to engage the helical groove. 60 when the production string hanger 40 is positioned on the wellhead 10. As additional "weight" is applied to the production string hanger 40, it moves further down the wellhead 10. Due to the interaction between the helical groove 60 and the pin 62, the production string hanger 40 self-rotates until such time as the spring-loaded pin 62 is aligned with the orientation slot of the production string hanger 61. At this time, the hanger of the production string 40 moves further downward until a time when the production string hanger 40 seats on the casing hanger 11. In this position, the pin 62 is in its final position within the column hanger orienting slot of production string 61. At this point, the orientation of the production string hanger 40 relative to the orientation of the wellhead 10 is fixed. In an illustrative embodiment, the helical slit or groove 60 may be formed at an angle to the horizontal of about 20-30 degrees and, in a particular example, about 26 degrees.

[033] Antes da instalação da cabeça de poço 10, um marcador de referência externo 66 (representado de forma simplista na Figura 10) pode ser fornecido na parte externa da cabeça de poço 10, de modo a permitir a orientação adequada da cabeça de poço 10 durante o processo de instalação que é discutido detalhadamente abaixo. Em um exemplo ilustrativo, o marcador de referência externo 66 pode corresponder ao local da posição da fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 61 na cabeça de poço 10. Em outras formas de realização, o marcador de referência 66 pode ser colocado em qualquer ponto da parte externa da cabeça de poço 10, pois as posições relativas do marcador 66 e da fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 61 podem ser rapidamente determinadas. Após uma leitura completa do presente pedido, os técnicos no assunto compreenderão que a ranhura helicoidal 60 e a fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 61 podem ser igualmente formados na superfície externa do suspensor da coluna de produção 40 e o pino acionado por mola 62 pode ser posicionado na superfície interna da cabeça de poço 10. Neste último caso, o marcador de referência externo 66 pode corresponder à localização do pino acionado por mola 62 dentro da cabeça de poço 10.[033] Prior to installation of the wellhead 10, an external reference marker 66 (simplistically depicted in Figure 10) may be provided on the outside of the wellhead 10 so as to allow for proper orientation of the wellhead 10 during the installation process which is discussed in detail below. In an illustrative example, the external fiducial marker 66 may correspond to the location of the position of the production string hanger orientation slot 61 in the wellhead 10. In other embodiments, the fiducial marker 66 may be placed at any point on the outside of the wellhead 10, as the relative positions of the marker 66 and the production string hanger orientation slot 61 can be quickly determined. After a thorough reading of the present application, those skilled in the art will understand that the helical groove 60 and the guiding slot of the production string hanger 61 may also be formed on the outer surface of the production string hanger 40 and the spring-loaded pin 62 may be positioned on the inner surface of the wellhead 10. In the latter case, the external reference marker 66 may correspond to the location of the spring-loaded pin 62 within the wellhead 10.

[034] Com referência às Figuras 10-12, será descrito um método ilustrativo para orientar passivamente uma saída de produção de uma árvore de produção submarina usando esta forma de realização. A Figura 12 representa uma estrutura de perfuração simplista 71 (como um navio de perfuração) que será usada ao instalar a cabeça de poço 10 (isto é, alojamento de alta pressão) em um tubo condutor 85 que foi previamente instalado no leito submarino 75. A estrutura de perfuração 71 inclui um top drive tradicional 70 que é adaptado para girar uma ferramenta ou tubo 72, conforme indicado pela seta 73, de modo a provocar a rotação da cabeça de poço 10 (isto é, alojamento de alta pressão), conforme indicado pela seta 74, em relação ao tubo condutor 85. Também representado de forma simplista na Figura 12 está um ROV76 que pode ser usado para observar visualmente a cabeça de poço 10 durante o processo de orientação da cabeça de poço 10 em relação ao campo.[034] With reference to Figures 10-12, an illustrative method for passively guiding a production output of a subsea production tree using this embodiment will be described. Figure 12 depicts a simplistic drilling structure 71 (such as a drilling ship) that will be used when installing the wellhead 10 (i.e., high pressure housing) into a conductor pipe 85 that has previously been installed in the subsea bed 75. The drilling structure 71 includes a traditional top drive 70 that is adapted to rotate a tool or pipe 72, as indicated by arrow 73, so as to cause rotation of the wellhead 10 (i.e., high pressure housing) as indicated by arrow 74, relative to conductor pipe 85. Also simplistically depicted in Figure 12 is an ROV76 that can be used to visually observe wellhead 10 during the process of orienting wellhead 10 relative to the field.

[035] Inicialmente, o tubo condutor 85 (não mostrado na Figura 12) será instalado no leito submarino 75 sem levar em consideração a orientação do tubo condutor 85. Depois disso, a cabeça de poço 10 será acoplada à ferramenta 72 e abaixada na posição x-y adequado acima do tubo condutor 85, tudo sob observação visual por meio do ROV 76. Uma vez que a cabeça de poço 10 está na posição adequada, e estando sob observação visual por meio do ROV 76, o top drive 70 é acionado de modo a girar a cabeça de poço 10 até um momento em que o marcador de referência externo 66 esteja na orientação ou direção alvo desejada para o marcador de referência externo 66. Nesse ponto, a cabeça de poço 10 é assentada e travada dentro do tubo condutor 85. Como resultado, a orientação instalada da cabeça de poço 10, incluindo a fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 61, é fixada em relação ao sistema de referência geral para o campo em desenvolvimento e esta orientação de cabeça de poço instalada pode então ser registrada. Depois disso, um BOP (não mostrado) pode ser anexado à cabeça de poço e vários suspensores de revestimento e colunas de revestimento são instalados no poço, por exemplo, um primeiro suspensor de revestimento e um segundo suspensor de revestimento (que, nesta forma de realização, é o suspensor de revestimento 11 refletido nos desenhos). Em seguida, o suspensor da coluna de produção 40 é acoplado a uma ferramenta de instalação do suspensor da coluna de produção (não mostrada) e move para a cabeça de poço 10 em que, em uma forma de realização, o pino acionado por mola 62 no suspensor da coluna de produção 40 engata na fenda ou ranhura helicoidal 60 definida na cabeça de poço 10. Como observado acima, conforme o suspensor da coluna de produção 40 se move ainda mais para baixo na cabeça de poço 10, devido à interação entre a ranhura helicoidal 60 e o pino 62, o suspensor da coluna de produção 40 autogira até o momento em que o pino acionado por mola 62 esteja alinhado com a fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 61. Nesse momento, o suspensor da coluna de produção 40 se move ainda mais para baixo até o momento em que assenta no suspensor de revestimento 11 e o pino 62 está em posição dentro da fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 61. Nesse ponto, a orientação do suspensor da coluna de produção 40 é fixada em relação à orientação instalada da cabeça de poço 10. Depois disso, o suspensor da coluna de produção 40 é travado na posição. Nesse ponto, a ferramenta de instalação do suspensor da coluna de produção pode ser destravada do suspensor da coluna de produção 40 e recuperada até a superfície. Em seguida, o BOP pode ser recuperado e uma árvore de produção pode ser instalada na cabeça de poço 10 e acoplada ao suspensor da coluna de produção 40 de modo a posicionar a saída de produção da árvore de produção em uma orientação alvo desejada em relação ao campo.[035] Initially, the conductor tube 85 (not shown in Figure 12) will be installed on the underwater bed 75 without taking into consideration the orientation of the conductor tube 85. After that, the wellhead 10 will be coupled to the tool 72 and lowered into position x-y above the conductor tube 85, all under visual observation by means of the ROV 76. Once the wellhead 10 is in the appropriate position, and being under visual observation by means of the ROV 76, the top drive 70 is driven so rotating the wellhead 10 until a time when the external reference marker 66 is in the desired target orientation or direction for the external reference marker 66. At this point, the wellhead 10 is seated and locked within the driver tube 85 As a result, the installed wellhead orientation 10, including the production string hanger orientation slot 61, is fixed relative to the general reference system for the field under development and this installed wellhead orientation can then be registered. After this, a BOP (not shown) can be attached to the wellhead and several casing hangers and casing strings are installed in the well, e.g. a first casing hanger and a second casing hanger (which, in this form of realization, is the casing hanger 11 reflected in the drawings). Next, the production string hanger 40 is coupled to a production string hanger installation tool (not shown) and moves to the wellhead 10 where, in one embodiment, the spring-loaded pin 62 on the production string hanger 40 engages the helical slot or groove 60 defined in the wellhead 10. As noted above, as the production string hanger 40 moves further downward on the wellhead 10, due to the interaction between the helical groove 60 and pin 62, the production string hanger 40 self-rotates until such time as the spring-loaded pin 62 is aligned with the orientation slot of the production string hanger 61. At this time, the production string hanger 61 production string 40 moves further downward until it rests on casing hanger 11 and pin 62 is in position within the production string hanger orientation slot 61. At this point, the production string hanger orientation 40 is fixed relative to the installed orientation of the wellhead 10. Thereafter, the production string hanger 40 is locked into position. At this point, the production string hanger installation tool can be unlocked from the production string hanger 40 and retrieved to the surface. Then, the BOP may be retrieved and a production tree may be installed at the wellhead 10 and coupled to the production string hanger 40 so as to position the production outlet of the production tree at a desired target orientation relative to the field.

[036] A Figura 13 é uma representação simplista de outra forma de realização de um suspensor da coluna de produção 40A que pode ser empregado em conexão com o aparelho mostrado nas Figuras 10-12. O suspensor da coluna de produção 40A tem um corpo 40X e uma passagem ou orifício interno 41 conforme refletido pelas linhas tracejadas na Figura 13. Neste exemplo, as fendas de orientação descritas acima 17 (vide Figuras 2 e 3 - que agora são fendas de orientação do suspensor da coluna de produção) são formadas no corpo 40X do suspensor da coluna de produção 40A em torno de todo o perímetro externo do suspensor da coluna de produção 40A. Uma porca roscada ajustável internamente 39 com uma superfície de assentamento inferior 39A é adaptada para ser acoplada por rosca ao exterior do corpo 40X do suspensor da coluna de produção 40A antes de o suspensor da coluna de produção 40A ser movido para o poço, isto é, enquanto o suspensor da coluna de produção 40A está em um local na superfície. Como dito antes, cada uma das fendas 17 é adaptada para receber a chave de orientação inclinada para fora e acionada por mola 18 descrita acima (não mostrada na Figura 13). A chave de orientação 18 será posicionada em uma das fendas 17 de modo que, após o suspensor da coluna de produção 40A ser instalado, o suspensor da coluna de produção 40A (e, em última instância, a saída de produção da árvore de produção) será devidamente orientado em relação ao campo. Neste exemplo, a fenda ou ranhura helicoidal 60 definida na cabeça de poço 10 é adaptada para receber a chave de orientação 18 fixada ao suspensor da coluna de produção 40A.[036] Figure 13 is a simplistic representation of another embodiment of a production column hanger 40A that can be employed in connection with the apparatus shown in Figures 10-12. The production string hanger 40A has a body 40X and an internal passage or hole 41 as reflected by the dashed lines in Figure 13. In this example, the guidance slots described above 17 (see Figures 2 and 3 - which are now guidance slots of the production string hanger) are formed on the body 40X of the production string hanger 40A around the entire outer perimeter of the production string hanger 40A. An internally adjustable threaded nut 39 with a lower seating surface 39A is adapted to be threaded to the exterior of the body 40X of the production string hanger 40A before the production string hanger 40A is moved into the well, i.e. while the 40A production string hanger is in a surface location. As stated before, each of the slots 17 is adapted to receive the outwardly tilted, spring-loaded orientation switch 18 described above (not shown in Figure 13). The orientation key 18 will be positioned in one of the slots 17 so that, after the production string hanger 40A is installed, the production string hanger 40A (and ultimately the production output of the production tree) will be properly oriented in relation to the field. In this example, the helical slot or groove 60 defined in the wellhead 10 is adapted to receive the orientation key 18 attached to the production string hanger 40A.

[037] Um método ilustrativo de uso do suspensor da coluna de produção 40A envolve as seguintes etapas. Inicialmente, a cabeça de poço 10 (isto é, alojamento de alta pressão) pode ser assentada e travada dentro do tubo condutor 85 sem levar em consideração a orientação da cabeça de poço 10. Depois disso, a orientação ou direção instalada da cabeça de poço 10 é medida ou determinada utilizando-se qualquer uma de uma variedade de técnicas diferentes. Em um exemplo, a orientação instalada da cabeça de poço 10 pode ser determinada observando a orientação de uma marca de referência externa na cabeça de poço 10. Depois disso, uma ferramenta de impressão de chumbo (não mostrada) pode ser descida pelo poço e assentada no suspensor de revestimento superior. A ferramenta de impressão de chumbo é usada para localizar ou encontrar a posição vertical das ranhuras de travamento (não mostradas) formadas no interior da cabeça de poço (ou outra estrutura) que finalmente receberá a chave de orientação 18 quando o suspensor da coluna de produção 40A estiver posicionado na localização vertical adequada dentro da cabeça de poço 10 (ou outra estrutura). Com a orientação de cabeça de poço instalada agora conhecida, a chave de orientação 18 pode ser posicionada em uma das fendas de orientação do suspensor da coluna de produção 17 no suspensor da coluna de produção 40A enquanto o suspensor da coluna de produção 40A está na superfície de um navio ou plataforma, isto é, antes de mover o suspensor da coluna de produção 40A para o poço. A fenda do suspensor da coluna de produção precisa 17 selecionada para a inserção da chave de orientação 18 será determinada de modo que, quando a chave de orientação 18 no suspensor da coluna de produção 40A estiver engatada com a fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 61 na cabeça de poço 10, o suspensor da coluna de produção 40A será orientado radialmente em uma posição desejada de tal modo que, quando a árvore de produção estiver acoplada ao suspensor da coluna de produção 40A, a saída de produção da árvore de produção será orientada na orientação alvo desejada para a saída de produção. Nesse ponto, com o suspensor da coluna de produção 40A ainda na superfície, a porca roscada ajustável internamente 39 é girada (no sentido horário ou anti-horário) de modo a fixar a distância vertical entre a parte inferior 39A da porca ajustável 39 e a chave de orientação 18 de tal modo que, quando a superfície inferior 39A da porca ajustável 39 assentar no suspensor de revestimento superior, a chave de orientação 18 será posicionada verticalmente dentro da cabeça de poço de modo que a chave de orientação 18 possa engatar nas ranhuras de travamento localizadas previamente na cabeça de poço.[037] An illustrative method of using the 40A production column hanger involves the following steps. Initially, the wellhead 10 (i.e., high-pressure housing) may be seated and locked within the conductor tube 85 without regard to the orientation of the wellhead 10. Thereafter, the installed orientation or direction of the wellhead 10 is measured or determined using any of a variety of different techniques. In one example, the installed orientation of the wellhead 10 can be determined by observing the orientation of an external reference mark on the wellhead 10. Thereafter, a lead impression tool (not shown) can be lowered into the wellbore and seated. on the top casing hanger. The lead impression tool is used to locate or find the vertical position of the locking grooves (not shown) formed within the wellhead (or other structure) that will ultimately receive the orientation key 18 when the production string hanger 40A is positioned in the appropriate vertical location within the wellhead 10 (or other structure). With the installed wellhead orientation now known, the orientation key 18 can be positioned in one of the production string hanger orientation slots 17 on the production string hanger 40A while the production string hanger 40A is at the surface. from a ship or platform, that is, before moving the 40A production string hanger into the well. The precise production string hanger slot 17 selected for insertion of the orientation key 18 will be determined so that when the orientation key 18 on the production string hanger 40A is engaged with the production string hanger orientation slot production 61 at wellhead 10, the production string hanger 40A will be oriented radially in a desired position such that when the production tree is coupled to the production string hanger 40A, the production output of the production tree will be oriented in the desired target orientation for production output. At this point, with the production column hanger 40A still on the surface, the internally adjustable threaded nut 39 is rotated (clockwise or counterclockwise) so as to fix the vertical distance between the bottom 39A of the adjustable nut 39 and the orienting wrench 18 such that, when the lower surface 39A of the adjustable nut 39 seats on the upper casing hanger, the orienting wrench 18 will be positioned vertically within the wellhead so that the orienting wrench 18 can engage the grooves locking devices previously located on the wellhead.

[038] Inicialmente, um BOP (não mostrado) é operativamente acoplado à cabeça de poço 10. Depois disso, com a chave de orientação 18 na fenda do suspensor da coluna de produção 17 desejada e a porca roscada ajustável internamente 39 em sua posição adequada, o suspensor da coluna de produção 40A é fixado a um ferramenta de instalação do suspensor da coluna de produção e se move por meio do BOP e para o poço. Conforme o suspensor da coluna de produção 40A é movido mais para baixo do poço, a chave de orientação acionada por mola 18 se estenderá para engatar com a fenda ou ranhura helicoidal 60. Como dito antes, conforme o suspensor da coluna de produção 40A é movido ainda mais para baixo na cabeça de poço 10, devido à interação entre a ranhura helicoidal 60 e a chave de orientação 18, o suspensor da coluna de produção 40A gira até um momento em que a chave de orientação 18 esteja alinhada com a fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 61. Nesse momento, o suspensor da coluna de produção 40A se move mais para baixo até o momento em que ele assenta no suspensor de revestimento 11 e a chave de orientação 18 esteja em posição dentro da fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 61. Nesse ponto, a orientação do suspensor da coluna de produção 40A é fixada em relação à orientação instalada da cabeça de poço 10. Depois disso, o suspensor da coluna de produção 40A está travado na posição. Nesse ponto, a ferramenta de instalação do suspensor da coluna de produção pode ser destravada do suspensor da coluna de produção 40A e recuperada até a superfície. Então, o BOP pode ser recuperado e uma árvore de produção pode ser instalada na cabeça de poço 10 e acoplada ao suspensor da coluna de produção 40A de modo a posicionar a saída de produção da árvore de produção em uma orientação alvo desejada em relação ao campo.[038] Initially, a BOP (not shown) is operatively coupled to the wellhead 10. Thereafter, with the orientation wrench 18 in the desired production string hanger slot 17 and the internally adjustable threaded nut 39 in its proper position , the 40A production string hanger is attached to a production string hanger installation tool and moves through the BOP and into the wellbore. As the production string hanger 40A is moved further down the well, the spring-loaded orientation switch 18 will extend to engage with the helical slot or groove 60. As stated before, as the production string hanger 40A is moved further down the wellhead 10, due to the interaction between the helical groove 60 and the orientation key 18, the production string hanger 40A rotates until a time when the orientation key 18 is aligned with the orientation slot of the production string hanger 61. At this time, the production string hanger 40A moves further downward until it seats on the casing hanger 11 and the orientation key 18 is in position within the casing orientation slot. production string hanger 61. At this point, the orientation of the production string hanger 40A is fixed relative to the installed orientation of the wellhead 10. Thereafter, the production string hanger 40A is locked in position. At this point, the production string hanger installation tool can be unlocked from the 40A production string hanger and retrieved to the surface. Then, the BOP can be recovered and a production tree can be installed at the wellhead 10 and coupled to the production string hanger 40A so as to position the production outlet of the production tree in a desired target orientation relative to the field. .

[039] As Figuras 14-15 representam outros novos sistemas, dispositivos e métodos para orientar ativamente uma saída de produção de uma árvore de produção submarina. Nesta forma de realização ilustrativa, a cabeça de poço 10 também será orientada para o layout de campo antes da instalação do suspensor da coluna de produção 40 na cabeça de poço 10. A Figura 14 representa um aparelho 3 em que uma ranhura 65 foi formada no interior da cabeça de poço 10. Em uma forma de realização ilustrativa, a ranhura 65 pode ser formada de modo que seu eixo longo seja substancialmente normal ou perpendicular a horizontal. No exemplo representado, a extremidade superior 65A da ranhura 65 está fechada. Com referência à Figura 15, nesta forma de realização, o suspensor da coluna de produção 40 compreende um pino acionado por mola 62 que é adaptado para engatar na ranhura orientada verticalmente 65 quando o suspensor da coluna de produção 40 está posicionado na cabeça de poço 10. Conforme o suspensor da coluna de produção 40 está posicionado dentro da cabeça de poço 10, o suspensor da coluna de produção 40 assenta no suspensor de revestimento 11. Nesse ponto, a ferramenta de instalação do suspensor da coluna de produção é acionada de modo a girar ativamente o suspensor da coluna de produção 40 até um momento em que o pino acionado por mola 62 esteja alinhado e se mova para o engate com a ranhura orientada verticalmente 65. Nesta posição, a orientação do suspensor da coluna de produção 40 é fixada em relação à orientação da cabeça de poço 10. Antes da instalação da cabeça de poço 10, um marcador de referência externo 67 (representado de forma simplista na Figura 15) pode ser fornecido na parte externa da cabeça de poço 10, de modo a permitir a orientação adequada da cabeça de poço 10 durante o processo de instalação que é discutido detalhadamente abaixo. Em um exemplo ilustrativo, o marcador de referência externo 67 pode corresponder à localização da ranhura 65 na cabeça de poço 10. Em outras formas de realização, o marcador de referência 67 pode ser colocado em qualquer ponto da parte externa da cabeça de poço 10, pois as posições relativas do marcador 67 e da ranhura 65 podem ser rapidamente determinadas. Após uma leitura completa do presente pedido, aqueles técnicos no assunto compreenderão que a ranhura 65 pode ser igualmente formada na superfície externa do suspensor da coluna de produção 40 e o pino acionado por mola 62 pode ser posicionado na superfície interna da cabeça de poço 10. Neste último caso, o marcador de referência externo 67 pode corresponder à localização do pino acionado por mola 62 dentro da cabeça de poço 10.[039] Figures 14-15 represent other new systems, devices and methods for actively guiding a production output from a subsea production tree. In this illustrative embodiment, the wellhead 10 will also be oriented to the field layout prior to installation of the production string hanger 40 on the wellhead 10. Figure 14 depicts an apparatus 3 in which a groove 65 has been formed in the interior of the wellhead 10. In an illustrative embodiment, the groove 65 may be formed so that its long axis is substantially normal or perpendicular to the horizontal. In the example shown, the upper end 65A of the slot 65 is closed. Referring to Figure 15, in this embodiment, the production string hanger 40 comprises a spring-loaded pin 62 that is adapted to engage the vertically oriented groove 65 when the production string hanger 40 is positioned in the wellhead 10. As the production string hanger 40 is positioned within the wellhead 10, the production string hanger 40 seats on the casing hanger 11. At this point, the production string hanger installation tool is actuated so as to actively rotate the production string hanger 40 until a time when the spring-loaded pin 62 is aligned and moves into engagement with the vertically oriented groove 65. In this position, the orientation of the production string hanger 40 is fixed in with respect to the orientation of the wellhead 10. Prior to installation of the wellhead 10, an external reference marker 67 (simplistically depicted in Figure 15) may be provided on the outside of the wellhead 10 so as to permit the proper orientation of the wellhead 10 during the installation process which is discussed in detail below. In an illustrative example, the external fiducial marker 67 may correspond to the location of the groove 65 in the wellhead 10. In other embodiments, the fiducial marker 67 may be placed at any point on the outside of the wellhead 10. as the relative positions of marker 67 and groove 65 can be quickly determined. Upon a thorough reading of the present application, those skilled in the art will understand that the groove 65 may also be formed on the outer surface of the production string hanger 40 and the spring-loaded pin 62 may be positioned on the inner surface of the wellhead 10. In the latter case, the external reference marker 67 may correspond to the location of the spring-loaded pin 62 within the wellhead 10.

[040] Com referência às Figuras 12 e 14-15, será descrito um método ilustrativo para orientar ativamente uma saída de produção de uma árvore de produção submarina usando esta forma de realização. Inicialmente, o tubo condutor 85 será instalado no leito submarino 75 sem levar em consideração a orientação do tubo condutor 85. Depois disso, a cabeça de poço 10 será acoplada à ferramenta 72 e baixada para a posição x-y adequada acima do tubo condutor 85, tudo sob observação visual por meio do ROV 76. Uma vez que a cabeça de poço 10 está na posição adequada, e estando sob observação visual por meio do ROV 76, o top drive 70 é acionado de modo a girar a cabeça de poço 10 até um momento em que o marcador de referência externo 67 esteja na orientação ou direção alvo desejada para o marcador de referência externo 67. Depois disso, a cabeça de poço 10 é assentada e travada dentro do tubo condutor 85. Nesse ponto, a orientação instalada da cabeça de poço 10, incluindo a ranhura 65, é fixada em relação ao sistema de referência geral para o campo em desenvolvimento e esta orientação da cabeça de poço instalada pode então ser registrada. Depois disso, um BOP (não mostrado) pode ser anexado à cabeça de poço e vários suspensores de revestimento e colunas de revestimento são instalados no poço, por exemplo, um primeiro suspensor de revestimento e um segundo suspensor de revestimento (que, nesta forma de realização, é o suspensor de revestimento 11 refletido nos desenhos). Em seguida, o suspensor da coluna de produção 40 é acoplado a uma ferramenta de instalação do suspensor da coluna de produção (não mostrada) e move para a cabeça de poço 10 até um momento em que o suspensor da coluna de produção 40 assente no suspensor de revestimento 11. Nesse ponto, a ferramenta de instalação do suspensor da coluna de produção é acionada de modo a girar ativamente o suspensor da coluna de produção 40 até um momento em que o pino acionado por mola 62 no suspensor da coluna de produção 40 esteja alinhado e as molas em engate com a ranhura 65, evitando, assim, a rotação adicional do suspensor da coluna de produção 40. Nesta posição, a orientação do suspensor da coluna de produção 40 é fixada em relação à orientação instalada da cabeça de poço 10. Depois disso, o suspensor da coluna de produção 40 é travado na posição. Nesse ponto, a ferramenta de instalação do suspensor da coluna de produção pode ser destravada do suspensor da coluna de produção 40 e recuperada até a superfície. Em seguida, o BOP pode ser recuperado e uma árvore de produção pode ser instalada na cabeça de poço 10 e acoplada ao suspensor da coluna de produção 40 de modo a posicionar a saída de produção da árvore em uma orientação alvo desejada em relação ao campo.[040] With reference to Figures 12 and 14-15, an illustrative method for actively guiding a production output of a subsea production tree using this embodiment will be described. Initially, the conductor tube 85 will be installed on the subseabed 75 without regard to the orientation of the conductor tube 85. Thereafter, the wellhead 10 will be attached to the tool 72 and lowered to the appropriate x-y position above the conductor tube 85, all under visual observation by means of the ROV 76. Once the wellhead 10 is in the proper position, and being under visual observation by means of the ROV 76, the top drive 70 is activated to rotate the wellhead 10 until a moment when the external reference marker 67 is in the desired target orientation or direction for the external reference marker 67. Thereafter, the wellhead 10 is seated and locked within the conductor tube 85. At this point, the installed orientation of the wellhead wellhead 10, including slot 65, is fixed relative to the general reference system for the field under development and this orientation of the installed wellhead can then be recorded. After this, a BOP (not shown) can be attached to the wellhead and several casing hangers and casing strings are installed in the well, e.g. a first casing hanger and a second casing hanger (which, in this form of realization, is the casing hanger 11 reflected in the drawings). Next, the production string hanger 40 is coupled to a production string hanger installation tool (not shown) and moves to the wellhead 10 until a time when the production string hanger 40 seats on the hanger. liner 11. At this point, the production string hanger installation tool is actuated to actively rotate the production string hanger 40 until a time when the spring-loaded pin 62 in the production string hanger 40 is aligned and springs in engagement with groove 65, thereby preventing further rotation of the production string hanger 40. In this position, the orientation of the production string hanger 40 is fixed relative to the installed orientation of the wellhead 10 After this, the production column hanger 40 is locked into position. At this point, the production string hanger installation tool can be unlocked from the production string hanger 40 and retrieved to the surface. Then, the BOP can be retrieved and a production tree can be installed at the wellhead 10 and coupled to the production string hanger 40 so as to position the production outlet of the tree in a desired target orientation relative to the field.

[041] Em outra forma de realização, o suspensor da coluna de produção 40A (representado na Figura 13) pode ser empregado com o equipamento mostrado nas Figuras 14-15. Como observado acima, o suspensor da coluna de produção 40A compreende uma pluralidade das fendas de orientação acima descritas 17 (que agora são as fendas de orientação do suspensor da coluna de produção) que são formadas no corpo do suspensor da coluna de produção 40A em torno de todo o perímetro externo do suspensor da coluna de produção 40A. Como dito antes, cada uma das fendas 17 é adaptada para receber a chave de orientação 18 descrita acima. Neste exemplo, a ranhura 65 descrita acima é formada na cabeça de poço 10.[041] In another embodiment, the production column hanger 40A (depicted in Figure 13) can be used with the equipment shown in Figures 14-15. As noted above, the production string hanger 40A comprises a plurality of the above-described guiding slots 17 (which are now the production string hanger guiding slots) that are formed in the body of the production string hanger 40A around of the entire external perimeter of the 40A production column hanger. As stated before, each of the slots 17 is adapted to receive the orientation key 18 described above. In this example, the groove 65 described above is formed in the wellhead 10.

[042] Um método ilustrativo de usar o suspensor da coluna de produção 40A com a ranhura 65 formada na cabeça de poço 10 envolve as seguintes etapas. Inicialmente, a cabeça de poço 10 (isto é, alojamento de alta pressão) pode ser assentada e travada dentro do tubo condutor 85 sem levar em consideração a orientação da cabeça de poço 10. Depois disso, a orientação ou direção instalada da cabeça de poço 10 é medida ou determinada utilizando-se qualquer uma de uma variedade de técnicas diferentes. Com a orientação instalada da cabeça de poço agora conhecida, a chave de orientação 18 pode ser posicionada em uma das fendas de orientação do suspensor da coluna de produção 17 no suspensor da coluna de produção 40A enquanto o suspensor da coluna de produção 40A está na superfície de um navio ou plataforma, isto é, antes de mover o suspensor da coluna de produção 40A para o poço. Como dito antes, a fenda de orientação do suspensor da coluna de produção precisa 17 selecionada para inserção da chave de orientação 18 será determinada de modo que, quando a chave de orientação 18 no suspensor da coluna de produção 40A estiver engatada na ranhura 65 na cabeça de poço 10, o suspensor da coluna de produção 40A será orientado radialmente em uma posição desejada de tal modo que, quando a árvore de produção estiver acoplada ao suspensor da coluna de produção 40A, a saída de produção da árvore de produção será orientada na orientação alvo desejada para a saída de produção.[042] An illustrative method of using the production string hanger 40A with the groove 65 formed in the wellhead 10 involves the following steps. Initially, the wellhead 10 (i.e., high-pressure housing) may be seated and locked within the conductor tube 85 without regard to the orientation of the wellhead 10. Thereafter, the installed orientation or direction of the wellhead 10 is measured or determined using any of a variety of different techniques. With the installed orientation of the wellhead now known, the orientation key 18 can be positioned in one of the production string hanger orientation slots 17 on the production string hanger 40A while the production string hanger 40A is at the surface. from a ship or platform, that is, before moving the 40A production string hanger into the well. As stated before, the precise production string hanger orientation slot 17 selected for insertion of the orientation key 18 will be determined so that when the orientation key 18 in the production column hanger 40A is engaged in the slot 65 in the head well 10, the production string hanger 40A will be oriented radially in a desired position such that when the production tree is coupled to the production string hanger 40A, the production output of the production tree will be oriented in the orientation desired target for production output.

[043] Como dito antes, o suspensor da coluna de produção 40A será movido para o poço através de um BOP (não mostrado) que está operativamente acoplado à cabeça de poço 10. O suspensor da coluna de produção 40A assenta inicialmente em uma superfície superior de uma estrutura previamente posicionada no poço, por exemplo, a superfície superior 11A do suspensor de revestimento 11 mostrado na Figura 14. Uma vez que o suspensor da coluna de produção 40A assenta no suspensor de revestimento 11 (ou em outra estrutura dentro da cabeça de poço 10), a ferramenta de instalação do suspensor da coluna de produção (ou outro meio) pode ser empregada de modo a girar ativamente o suspensor da coluna de produção 40A até o momento em que a chave de orientação 18 inclinada para fora e acionada por mola (no suspensor da coluna de produção 40A) esteja alinhada e as molas em engate com a ranhura 65 na cabeça de poço 10. O engate entre a chave de orientação do suspensor da coluna de produção 18 e a ranhura 65 evita o movimento de rotação adicional do suspensor da coluna de produção 40A e fixa a orientação do suspensor da coluna de produção 40A em relação à orientação conhecida da cabeça de poço 10. Em algumas formas de realização, o comprimento axial da chave de orientação do suspensor da coluna de produção 18 e da ranhura 65 na cabeça de poço podem ser aproximadamente iguais, de modo a definir efetivamente a posição vertical do suspensor da coluna de produção 40A dentro do poço. Em outros casos, a ranhura 65 pode ser aberta em seu topo ou pode ter um comprimento axial maior do que aquele da chave de orientação 18.[043] As stated before, the production string hanger 40A will be moved into the well via a BOP (not shown) that is operatively coupled to the wellhead 10. The production string hanger 40A initially sits on an upper surface of a structure previously positioned in the well, for example, the upper surface 11A of the casing hanger 11 shown in Figure 14. Since the production string hanger 40A rests on the casing hanger 11 (or another structure within the casing head well 10), the production string hanger installation tool (or other means) may be employed to actively rotate the production string hanger 40A until such time as the orientation switch 18 is tilted outward and actuated by spring (on production string hanger 40A) is aligned and the springs in engagement with groove 65 on wellhead 10. Engagement between the production string hanger 18 orientation key and slot 65 prevents rotational movement additional production string hanger 40A and fixes the orientation of the production string hanger 40A relative to the known orientation of the wellhead 10. In some embodiments, the axial length of the production string hanger orientation key 18 and slot 65 in the wellhead may be approximately equal, so as to effectively define the vertical position of the production string hanger 40A within the well. In other cases, the groove 65 may be open at its top or may have an axial length greater than that of the orientation key 18.

[044] As Figuras 16-17 representam ainda outros novos sistemas, dispositivos e métodos para orientar passivamente uma saída de produção de uma árvore de produção submarina. Nesta forma de realização ilustrativa, a cabeça de poço 10 não será orientada para o layout de campo antes da instalação do suspensor da coluna de produção na cabeça de poço 10. A Figura 16 representa um aparelho 3 onde uma fenda ou ranhura helicoidal 80 foi formada no interior do suspensor de revestimento superior 11 dentro da cabeça de poço 10. A ranhura 80 termina em uma fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 81. Encontra-se representado também na Figura 16 um sistema sensor externo 83 esquematicamente representado (descrito detalhadamente abaixo) que é adaptado para detectar a localização e orientação da fenda de orientação 81 após o suspensor de revestimento 11 ter sido posicionado e travado dentro da cabeça de poço 10. O sistema sensor externo 83 é adaptado para detectar a localização da fenda de orientação 81 através da parede da cabeça de poço 10 e do tubo condutor 85 ilustrativo, bem como quaisquer outros materiais ou estruturas posicionadas entre o sistema sensor 83 e a fenda de orientação 81. Em uma forma de realização ilustrativa, o sistema sensor 83 pode se estender ao redor de todo o perímetro da cabeça de poço 10, ou pode ser posicionado apenas em torno de porções do perímetro da cabeça de poço 10. O sistema sensor 83 pode assumir a forma de um anel substancialmente contínuo composto por uma pluralidade de sensores ou uma pluralidade de segmentos de anel parciais posicionados em torno da parte externa da cabeça de poço 10 ou do tubo condutor 85 (isto é, o arranjo representado na Figura 16). Ainda em outra forma de realização, o sistema sensor 83 pode não estar fisicamente ligado a qualquer uma das estruturas que compõem o poço completo. Em vez disso, em uma forma de realização ilustrativa, o sistema sensor 83 pode ser um sistema fisicamente separado que é adaptado para ser movido ao redor da parte externa da estrutura geral da cabeça de poço por um ROV de modo a localizar a fenda de orientação 81 dentro do suspensor de revestimento 11. Uma vez que a orientação ou direção instalada da fenda de orientação 81 é determinada usando o sistema sensor 83, o sistema sensor 83 pode ser recuperado até a superfície pelo meio do ROV.[044] Figures 16-17 represent still other new systems, devices and methods for passively guiding a production output of a subsea production tree. In this illustrative embodiment, the wellhead 10 will not be oriented to the field layout prior to installation of the production string hanger on the wellhead 10. Figure 16 depicts an apparatus 3 where a helical slit or groove 80 has been formed. inside the upper casing hanger 11 inside the wellhead 10. The groove 80 ends in an orientation slot of the production string hanger 81. Also shown in Figure 16 is a schematically represented external sensor system 83 (described in detail below) which is adapted to detect the location and orientation of the orientation slit 81 after the casing hanger 11 has been positioned and locked within the wellhead 10. The external sensor system 83 is adapted to detect the location of the orientation slit 81 through the wellhead wall 10 and the illustrative conductive tube 85, as well as any other materials or structures positioned between the sensing system 83 and the guiding slit 81. In an illustrative embodiment, the sensing system 83 may extend to the around the entire perimeter of the wellhead 10, or may be positioned only around portions of the perimeter of the wellhead 10. The sensor system 83 may take the form of a substantially continuous ring comprised of a plurality of sensors or a plurality of partial ring segments positioned around the outside of the wellhead 10 or the conductor tube 85 (i.e., the arrangement depicted in Figure 16). In yet another embodiment, the sensor system 83 may not be physically connected to any of the structures that make up the complete well. Instead, in an illustrative embodiment, the sensing system 83 may be a physically separate system that is adapted to be moved around the outside of the overall wellhead structure by an ROV in order to locate the guidance slot. 81 within the casing hanger 11. Once the installed orientation or direction of the orientation slot 81 is determined using the sensor system 83, the sensor system 83 can be retrieved to the surface through the means of the ROV.

[045] Com referência à Figura 17, nesta forma de realização, o suspensor da coluna de produção 40 compreende uma chave fixa 69 que é adaptada para engatar na ranhura helicoidal 80 quando o suspensor da coluna de produção está posicionado na cabeça de poço 10 e assenta no suspensor de revestimento 11. Quanto maior o "peso" aplicado ao suspensor da coluna de produção 40, ele se move ainda mais para baixo dentro do suspensor de revestimento 11. Devido à interação entre a ranhura helicoidal 80 e a chave fixa 69, o suspensor da coluna de produção 40 autogira até o momento em que a chave fixa 69 está alinhada com a fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 81. Nesse momento, o suspensor da coluna de produção 40 se move ainda mais para baixo até um momento em que o suspensor da coluna de produção 40 assente na superfície 11A do suspensor de revestimento 11. Nesta posição, a chave fixa 69 está em sua posição final dentro da fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 81. Nesse ponto, a orientação do suspensor da coluna de produção 40 é fixada em relação à orientação instalada do suspensor de revestimento 11. Em uma forma de realização ilustrativa, a fenda ou ranhura helicoidal 80 pode ser formada em um ângulo em relação a horizontal de cerca de 20-45 graus e, em um exemplo particular, cerca de 26 graus. Após uma leitura completa do presente pedido, aqueles técnicos no assunto compreenderão que a ranhura helicoidal 80 e a fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 81 podem ser igualmente formados na superfície externa do suspensor da coluna de produção 40 e a chave fixa 69 pode ser posicionada na superfície interna do suspensor de revestimento 11.[045] Referring to Figure 17, in this embodiment, the production string hanger 40 comprises a fixed key 69 that is adapted to engage the helical groove 80 when the production string hanger is positioned on the wellhead 10 and rests on the casing hanger 11. The greater the "weight" applied to the production string hanger 40, it moves further downward within the casing hanger 11. Due to the interaction between the helical groove 80 and the fixed key 69, the production string hanger 40 self-rotates until such time as the fixed key 69 is aligned with the production string hanger orienting slot 81. At that time, the production string hanger 40 moves further downward to a at which point the production string hanger 40 rests on the surface 11A of the casing hanger 11. In this position, the key 69 is in its final position within the orientation slot of the production string hanger 81. At this point, the orientation of the production string hanger 40 is fixed relative to the installed orientation of the casing hanger 11. In an illustrative embodiment, the helical slot or groove 80 may be formed at an angle to the horizontal of about 20-45 degrees and, in one particular example, about 26 degrees. Upon a thorough reading of the present application, those skilled in the art will understand that the helical groove 80 and the guiding slot of the production string hanger 81 may also be formed on the outer surface of the production string hanger 40 and the key 69 may be positioned on the inner surface of the coating hanger 11.

[046] Com referência às Figuras 12 e 16-17, será descrito um método ilustrativo para orientar passivamente uma saída de produção de uma árvore de produção submarina usando esta forma de realização. Nesta forma de realização, o tubo condutor 85 e a cabeça de poço 10 são instalados no leito submarino 75 sem levar em consideração a orientação do tubo condutor 85 ou da cabeça de poço 10. Depois disso, um BOP (não mostrado) é instalado na cabeça de poço 10. Então, um primeiro suspensor de revestimento (não mostrado) é instalado na cabeça de poço sem levar em consideração a sua orientação. Depois disso, o segundo ou suspensor de revestimento mais superior 11 é posicionado dentro da cabeça de poço 10. O top drive 70 é então acionado de modo a girar o suspensor de revestimento 11 até o momento em que o sistema sensor 83 determina que a fenda de orientação 81 no suspensor de revestimento 11 está na orientação ou direção alvo desejada. Nesse ponto, o suspensor de revestimento 11 é travado na posição dentro da cabeça de poço 10, de modo a definir a orientação instalada do suspensor de revestimento 11, incluindo a fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 81, em relação ao sistema de referência geral para o campo em desenvolvimento. A orientação instalada do suspensor de revestimento 11 pode então ser registrada. Depois disso, o suspensor da coluna de produção 40 é acoplado a uma ferramenta de instalação do suspensor da coluna de produção (não mostrada) e move para a cabeça de poço 10 em que, em uma forma de realização, a chave fixa 69 no suspensor da coluna de produção 40 engata na fenda ou ranhura helicoidal 80 definida no revestimento suspensor 11. Conforme observado acima, à medida que o suspensor da coluna de produção 40 se move ainda mais para baixo no suspensor de revestimento 11, devido à interação entre a ranhura helicoidal 80 e a chave fixa 69, o suspensor da coluna de produção 40 autogira até o momento em que a chave fixa 69 esteja alinhada com a fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 81. Nesse momento, o suspensor da coluna de produção 40 se move ainda mais para baixo até o momento em que assenta no suspensor de revestimento 11 e a chave fixa 69 está em sua posição final dentro da fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 61. Nesse ponto, a orientação do suspensor da coluna de produção 40 é fixada em relação à orientação instalada do suspensor de revestimento 11. Depois disso, o suspensor da coluna de produção 40 é travado na posição. Nesse ponto, a ferramenta de instalação do suspensor da coluna de produção pode ser destravada do suspensor da coluna de produção 40 e recuperada até a superfície. Em seguida, o BOP pode ser recuperado e uma árvore de produção pode ser instalada na cabeça de poço 10 e acoplada ao suspensor da coluna de produção 40 de modo a posicionar a saída de produção da árvore de produção em uma orientação alvo desejada em relação ao campo.[046] With reference to Figures 12 and 16-17, an illustrative method for passively guiding a production output of a subsea production tree using this embodiment will be described. In this embodiment, the conductor tube 85 and the wellhead 10 are installed on the subseabed 75 without regard to the orientation of the conductor tube 85 or the wellhead 10. After that, a BOP (not shown) is installed on the wellhead 10. Then, a first casing hanger (not shown) is installed on the wellhead without regard to its orientation. Thereafter, the second or uppermost casing hanger 11 is positioned within the wellhead 10. The top drive 70 is then driven to rotate the casing hanger 11 until such time as the sensing system 83 determines that the slot orientation 81 on the casing hanger 11 is in the desired target orientation or direction. At this point, the casing hanger 11 is locked into position within the wellhead 10 so as to define the installed orientation of the casing hanger 11, including the production string hanger orientation slot 81, relative to the casing hanger 11. general reference for the developing field. The installed orientation of the casing hanger 11 can then be recorded. Thereafter, the production string hanger 40 is coupled to a production string hanger installation tool (not shown) and moves to the wellhead 10 wherein, in one embodiment, the wrench 69 fixes on the hanger. of the production string 40 engages the helical slit or groove 80 set in the casing hanger 11. As noted above, as the production string hanger 40 moves further down the casing hanger 11, due to the interaction between the groove screw 80 and wrench 69, the production string hanger 40 self-rotates until such time as the wrench 69 is aligned with the orientation slot of the production string hanger 81. At this time, the production string hanger 40 moves further downward until it rests on the casing hanger 11 and the fixed key 69 is in its final position within the production string hanger orientation slot 61. At this point, the production string hanger orientation production string 40 is fixed relative to the installed orientation of the casing hanger 11. Thereafter, the production string hanger 40 is locked into position. At this point, the production string hanger installation tool can be unlocked from the production string hanger 40 and retrieved to the surface. Then, the BOP may be retrieved and a production tree may be installed at the wellhead 10 and coupled to the production string hanger 40 so as to position the production outlet of the production tree at a desired target orientation relative to the field.

[047] Em outra forma de realização, um suspensor da coluna de produção 40A (semelhante ao representado na Figura 13) pode ser empregado com o equipamento mostrado nas Figuras 16-17. Como observado acima, o suspensor da coluna de produção 40A compreende uma pluralidade das fendas de orientação 17 descritas acima (que agora são as fendas de orientação do suspensor da coluna de produção) que são formadas no corpo do suspensor da coluna de produção 40A em torno de todo o perímetro externo do suspensor da coluna de produção 40A. Neste exemplo, cada uma das ranhuras 17 é adaptada para receber uma chave fixa 69 (não mostrada na Figura 13). Neste exemplo, a fenda ou ranhura helicoidal 80 descrita acima foi formada no interior do suspensor de revestimento superior 11 dentro da cabeça de poço 10 e a fenda ou ranhura helicoidal 80 termina em uma fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 81.[047] In another embodiment, a production column hanger 40A (similar to that depicted in Figure 13) can be employed with the equipment shown in Figures 16-17. As noted above, the production string hanger 40A comprises a plurality of the orientation slots 17 described above (which are now the production string hanger orientation slots) that are formed in the body of the production string hanger 40A around of the entire external perimeter of the 40A production column hanger. In this example, each of the slots 17 is adapted to receive a fixed key 69 (not shown in Figure 13). In this example, the helical slot or groove 80 described above has been formed within the upper casing hanger 11 within the wellhead 10 and the helical slot or groove 80 terminates in a production string hanger orientation slot 81.

[048] Um método ilustrativo de usar o suspensor da coluna de produção 40A com fenda ou ranhura helicoidal 80 formada no interior do suspensor de revestimento superior 11 envolve as seguintes etapas. Inicialmente, a cabeça de poço 10 (isto é, alojamento de alta pressão) pode ser assentada e travada dentro do tubo condutor 85, sem levar em consideração a orientação da cabeça de poço 10. Subsequentemente, o suspensor de revestimento 11 pode ser assentado e travado dentro da cabeça de poço 10 sem levar em consideração à orientação do suspensor de revestimento 11. Nesse ponto, a orientação ou direção instalada da fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 81 é medida ou determinada utilizando-se qualquer uma de uma variedade de técnicas diferentes. Com a orientação instalada da fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 81 no revestimento 11 agora conhecida, a chave fixa 69 pode ser posicionada em uma das fendas de orientação do suspensor da coluna de produção 17 no suspensor da coluna de produção 40A enquanto o suspensor da coluna de produção 40A está na superfície de um navio ou plataforma, isto é, antes de mover o suspensor da coluna de produção 40A para o poço. Como dito antes, a fenda de orientação do suspensor da coluna de produção precisa 17 selecionada para inserção da chave fixa 69 será determinada de modo que, quando a chave fixa 69 no suspensor da coluna de produção 40A estiver engatada com a fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 81 no revestimento 11, o suspensor da coluna de produção 40A será orientado radialmente em uma posição desejada de tal modo que, quando a árvore de produção estiver acoplada ao suspensor da coluna de produção 40A, a saída de produção da árvore de produção será orientada na orientação alvo desejada para a saída de produção.[048] An illustrative method of using the production column hanger 40A with helical slot or groove 80 formed within the top casing hanger 11 involves the following steps. Initially, the wellhead 10 (i.e., high-pressure housing) may be seated and locked within the conductor tube 85, without regard to the orientation of the wellhead 10. Subsequently, the casing hanger 11 may be seated and locked within the wellhead 10 without regard to the orientation of the casing hanger 11. At this point, the installed orientation or direction of the production string hanger orientation slot 81 is measured or determined using any of a variety of different techniques. With the installed orientation of the production string hanger orientation slot 81 in casing 11 now known, the key 69 can be positioned in one of the production string hanger orientation slots 17 in the production string hanger 40A while the production string hanger 40A is on the surface of a ship or platform, that is, before moving the production string hanger 40A into the well. As stated before, the precise production string hanger orientation slot 17 selected for insertion of the key 69 will be determined so that when the key 69 in the production string hanger 40A is engaged with the hanger orientation slot of the production column 81 in casing 11, the production column hanger 40A will be oriented radially in a desired position such that, when the production spindle is coupled to the production spindle hanger 40A, the production output of the production spindle production will be oriented in the desired target orientation for production output.

[049] O suspensor da coluna de produção 40A é fixado a uma ferramenta de instalação do suspensor da coluna de produção e se move para o poço através do BOP. Conforme o suspensor da coluna de produção 40A se move mais para baixo dentro do suspensor de revestimento 11, devido à interação entre a ranhura helicoidal 80 e a chave fixa 69, o suspensor da coluna de produção 40A autogira até um momento em que a chave fixa 69 esteja alinhada com a fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 81. Nesse momento, o suspensor da coluna de produção 40A se move ainda mais para baixo até um momento em que o suspensor da coluna de produção 40A assente na superfície 11A do suspensor de revestimento 11. Nesta posição, a chave fixa 69 está em sua posição final dentro da fenda de orientação do suspensor da coluna de produção 81. Nesse ponto, a orientação do suspensor da coluna de produção 40A é fixada em relação à orientação instalada do suspensor de revestimento 11.[049] The 40A production string hanger is attached to a production string hanger installation tool and moves into the well through the BOP. As the production string hanger 40A moves further down within the casing hanger 11, due to the interaction between the helical groove 80 and the fixed key 69, the production string hanger 40A self-rotates until a time when the fixed key 69 is aligned with the orientation slot of the production string hanger 81. At this time, the production string hanger 40A moves further downward until a time when the production string hanger 40A rests on the hanger surface 11A. liner 11. In this position, the key 69 is in its final position within the orientation slot of the production string hanger 81. At this point, the orientation of the production string hanger 40A is fixed relative to the installed orientation of the hanger coating 11.

[050] As Figuras 18-19 representam outros novos sistemas, dispositivos e métodos para orientar uma saída de produção de uma árvore de produção submarina. Nesta forma de realização ilustrativa, a cabeça de poço 10 não será orientada para o layout de campo antes da instalação do suspensor da coluna de produção na cabeça de poço 10. As Figuras 18-19 representam um aparelho 4 onde uma ranhura orientada verticalmente 95 foi formada no interior do suspensor de revestimento 11. Em uma forma de realização ilustrativa, a ranhura 95 pode ser formada de modo que seu eixo longo seja substancialmente normal ou perpendicular a horizontal. Neste exemplo, a extremidade superior da ranhura 95 está aberta. Encontra-se representado também na Figura 18 o sistema sensor externo 83 (mencionado acima e discutido detalhadamente abaixo) que é adaptado para detectar a localização e orientação da ranhura de orientação 95 após o suspensor de revestimento 11 ter sido posicionado e travado dentro da cabeça de poço 10. Nesta forma de realização, o suspensor da coluna de produção 40 compreende uma chave fixa 69 que é adaptada para engatar na ranhura 95 quando o suspensor da coluna de produção 40 está posicionado na cabeça de poço 10. Conforme o suspensor da coluna de produção 40 é posicionado dentro da cabeça de poço 10, o suspensor da coluna de produção 40 assenta no suspensor de revestimento 11. Nesse ponto, a ferramenta de instalação do suspensor da coluna de produção gira o suspensor da coluna de produção 40 até um momento em que a chave fixa 69 esteja alinhada com a ranhura 95. Depois disso, o suspensor da coluna de produção 40 é abaixado ainda mais no poço onde a chave 69 permanece posicionada dentro da ranhura 95 à medida que o suspensor da coluna de produção 40 é abaixado para dentro do poço. Nesta posição, a orientação do suspensor da coluna de produção 40 é fixada em relação à orientação instalada da cabeça de poço 10 e do suspensor de revestimento 11. Após uma leitura completa do presente pedido, aqueles técnicos no assunto compreenderão que a ranhura 95 poderia ser igualmente formada na superfície externa do suspensor da coluna de produção 40 e a chave 69 poderia ser posicionada na superfície interna da cabeça de poço 10. Em outra forma de realização ilustrativa, onde o suspensor da coluna de produção de produção não é movido para o poço imediatamente após o revestimento 11 ser ajustado no poço, a orientação do suspensor de revestimento 11 pode ser alcançada utilizando-se uma ferramenta que é colocada no poço após o BOP ser removido. Ainda em outra forma de realização, a chave fixa 69 pode ser substituída por um pino acionado por mola 62.[050] Figures 18-19 represent other new systems, devices and methods for guiding a production output from a subsea production tree. In this illustrative embodiment, the wellhead 10 will not be oriented to the field layout prior to installation of the production string hanger on the wellhead 10. Figures 18-19 depict an apparatus 4 where a vertically oriented slot 95 has been formed within the casing hanger 11. In an illustrative embodiment, the groove 95 may be formed so that its long axis is substantially normal or perpendicular to the horizontal. In this example, the upper end of slot 95 is open. Also depicted in Figure 18 is the external sensor system 83 (mentioned above and discussed in detail below) which is adapted to detect the location and orientation of the orientation groove 95 after the liner hanger 11 has been positioned and locked within the coating head. wellhead 10. In this embodiment, the production string hanger 40 comprises a fixed key 69 that is adapted to engage the groove 95 when the production string hanger 40 is positioned in the wellhead 10. As the production string hanger 40 is positioned in the wellhead 10. production string hanger 40 is positioned within the wellhead 10, the production string hanger 40 seats on the casing hanger 11. At this point, the production string hanger installation tool rotates the production string hanger 40 until a moment in which that the fixed key 69 is aligned with the slot 95. Thereafter, the production string hanger 40 is lowered further into the well where the key 69 remains positioned within the slot 95 as the production string hanger 40 is lowered into the well. In this position, the orientation of the production string hanger 40 is fixed relative to the installed orientation of the wellhead 10 and casing hanger 11. After a thorough reading of the present application, those skilled in the art will understand that the groove 95 could be equally formed on the outer surface of the production string hanger 40 and the key 69 could be positioned on the inner surface of the wellhead 10. In another illustrative embodiment, where the production string hanger is not moved into the well Immediately after the casing 11 is fitted into the wellbore, orientation of the casing hanger 11 can be achieved using a tool that is placed in the wellbore after the BOP is removed. In yet another embodiment, the fixed key 69 may be replaced by a spring-loaded pin 62.

[051] Com referência às Figuras 12 e 18-19, um método ilustrativo para orientar uma saída de produção de uma árvore de produção submarina usando esta forma de realização será descrito. Inicialmente, o tubo condutor 85 e a cabeça de poço 10 são instalados no leito submarino 75 sem levar em consideração a orientação do tubo condutor 85 ou da cabeça de poço 10. Depois disso, um BOP (não mostrado) é instalado na cabeça de poço 10. Então, um primeiro suspensor de revestimento (não mostrado) é instalado na cabeça de poço sem considerar a sua orientação. Depois disso, o segundo ou suspensor de revestimento mais superior 11 é posicionado dentro da cabeça de poço 10. O top drive 70 é então acionado de modo a girar o suspensor de revestimento 11 até um momento em que o sistema sensor 83 determine que a ranhura 95 no suspensor de revestimento 11 está na orientação ou direção alvo desejada. Nesse ponto, o suspensor de revestimento 11 é travado na posição dentro da cabeça de poço 10, de modo a definir a orientação instalada do suspensor de revestimento 11, incluindo a ranhura 95, em relação ao sistema de referência geral para o campo em desenvolvimento. A orientação instalada do suspensor de revestimento 11 pode então ser registrada. Em seguida, o suspensor da coluna de produção 40 é acoplado a uma ferramenta de instalação do suspensor da coluna de produção (não mostrada) e move para a cabeça de poço 10 até um momento em que o suspensor da coluna de produção 40 assente no suspensor de revestimento 11. Nesse ponto, a ferramenta de instalação do suspensor da coluna de produção gira o suspensor da coluna de produção 40 até um momento em que a chave fixa 69 no suspensor da coluna de produção 40 esteja alinhada e engate com a ranhura 95, evitando, assim, a rotação adicional do suspensor da coluna de produção 40. Nesta posição, a orientação do suspensor da coluna de produção 40 é fixada em relação à orientação instalada da cabeça de poço 10. Depois disso, o suspensor da coluna de produção 40 é travado na posição. Nesse ponto, a ferramenta de instalação do suspensor da coluna de produção pode ser destravada do suspensor da coluna de produção 40 e recuperada até a superfície. Em seguida, o BOP pode ser recuperado e uma árvore de produção pode ser instalada na cabeça de poço 10 e acoplada ao suspensor da coluna de produção 40 de modo a posicionar a saída de produção da árvore de produção em uma orientação alvo desejada em relação ao campo.[051] With reference to Figures 12 and 18-19, an illustrative method for guiding a production output of a subsea production tree using this embodiment will be described. Initially, the conductor tube 85 and the wellhead 10 are installed on the subseabed 75 without regard to the orientation of the conductor tube 85 or the wellhead 10. Thereafter, a BOP (not shown) is installed on the wellhead 10. Then, a first casing hanger (not shown) is installed on the wellhead without considering its orientation. Thereafter, the second or uppermost casing hanger 11 is positioned within the wellhead 10. The top drive 70 is then driven to rotate the casing hanger 11 until a time when the sensing system 83 determines that the groove 95 on casing hanger 11 is in the desired target orientation or direction. At this point, the casing hanger 11 is locked into position within the wellhead 10 so as to define the installed orientation of the casing hanger 11, including the slot 95, relative to the general reference system for the developing field. The installed orientation of the casing hanger 11 can then be recorded. Next, the production string hanger 40 is coupled to a production string hanger installation tool (not shown) and moves to the wellhead 10 until a time when the production string hanger 40 seats on the hanger. liner 11. At this point, the production string hanger installation tool rotates the production string hanger 40 until a time when the wrench 69 on the production string hanger 40 is aligned and engages with the groove 95, thus preventing further rotation of the production string hanger 40. In this position, the orientation of the production string hanger 40 is fixed relative to the installed orientation of the wellhead 10. Thereafter, the production string hanger 40 is locked in position. At this point, the production string hanger installation tool can be unlocked from the production string hanger 40 and retrieved to the surface. Then, the BOP may be retrieved and a production tree may be installed at the wellhead 10 and coupled to the production string hanger 40 so as to position the production outlet of the production tree at a desired target orientation relative to the field.

[052] Em outra forma de realização, um suspensor da coluna de produção 40A (semelhante ao representado na Figura 13) pode ser empregado com o equipamento mostrado nas Figuras 18-19. Como observado acima, o suspensor da coluna de produção 40A compreende uma pluralidade das fendas de orientação acima descritas 17 (que agora são fendas de orientação do suspensor da coluna de produção) que são formadas no corpo do suspensor da coluna de produção 40A em torno de todo o perímetro externo do suspensor da coluna de produção 40A. Neste exemplo, cada uma das ranhuras 17 é adaptada para receber uma chave fixa 69 (não mostrada na Figura 13). Neste exemplo, a ranhura orientada verticalmente descrita acima 95 foi formada no interior do suspensor de revestimento 11.[052] In another embodiment, a production column hanger 40A (similar to that depicted in Figure 13) can be employed with the equipment shown in Figures 18-19. As noted above, the production string hanger 40A comprises a plurality of the above-described guidance slots 17 (which are now production string hanger orientation slots) that are formed in the body of the production string hanger 40A around the entire outer perimeter of the 40A production column hanger. In this example, each of the slots 17 is adapted to receive a fixed key 69 (not shown in Figure 13). In this example, the above-described vertically oriented groove 95 was formed within the casing hanger 11.

[053] Com referência às Figuras 12 e 18-19, um método ilustrativo para orientar uma saída de produção de uma árvore de produção submarina usando esta forma de realização será descrito. Inicialmente, o tubo condutor 85 e a cabeça de poço 10 são instalados no leito submarino 75 sem levar em consideração a orientação do tubo condutor 85 ou da cabeça de poço 10. Depois disso, um BOP (não mostrado) é instalado na cabeça de poço 10. Subsequentemente, o suspensor de revestimento 11 pode ser assentado e travado dentro da cabeça de poço 10 sem levar em consideração à orientação do suspensor de revestimento 11. Nesse ponto, a orientação ou direção instalada da ranhura 95 é medida ou determinada utilizando-se qualquer uma de uma variedade de técnicas diferentes. Com a orientação instalada da ranhura 95 no suspensor de revestimento 11 agora conhecida, a chave fixa 69 pode ser posicionada em uma das fendas de orientação do suspensor da coluna de produção 17 no suspensor da coluna de produção 40A enquanto o suspensor da coluna de produção 40A está na superfície de um navio ou plataforma, isto é, antes de mover o suspensor da coluna de produção 40A para o poço. Como dito antes, a fenda de orientação do suspensor da coluna de produção precisa 17 selecionada para a inserção da chave fixa 69 será determinada de modo que, quando a chave fixa 69 no suspensor da coluna de produção 40A estiver engatada na ranhura 95 no suspensor de revestimento 11, o suspensor da coluna de produção 40A será orientado radialmente em uma posição desejada de tal modo que, quando a árvore de produção estiver acoplada ao suspensor da coluna de produção 40A, a saída de produção da árvore de produção será orientada na orientação alvo desejada para a saída de produção.[053] With reference to Figures 12 and 18-19, an illustrative method for guiding a production output of a subsea production tree using this embodiment will be described. Initially, the conductor tube 85 and the wellhead 10 are installed on the subseabed 75 without regard to the orientation of the conductor tube 85 or the wellhead 10. Thereafter, a BOP (not shown) is installed on the wellhead 10. Subsequently, the casing hanger 11 may be seated and locked within the wellhead 10 without regard to the orientation of the casing hanger 11. At this point, the installed orientation or direction of the groove 95 is measured or determined using any of a variety of different techniques. With the installed orientation of the slot 95 in the casing hanger 11 now known, the key 69 can be positioned in one of the production string hanger orientation slots 17 in the production string hanger 40A while the production string hanger 40A is on the surface of a ship or platform, that is, before moving the 40A production string hanger into the well. As stated before, the precise production string hanger orientation slot 17 selected for insertion of the wrench 69 will be determined so that when the wrench 69 in the production string hanger 40A is engaged with the slot 95 in the production string hanger. casing 11, the production string hanger 40A will be oriented radially in a desired position such that when the production spindle is coupled to the production string hanger 40A, the production output of the production spindle will be oriented in the target orientation. desired for production output.

[054] Em seguida, o suspensor da coluna de produção 40A é acoplado a uma ferramenta de instalação do suspensor da coluna de produção (não mostrada) e desce para dentro da cabeça de poço 10 até um momento em que o suspensor da coluna de produção 40A assente no suspensor de revestimento 11. Nesse ponto, a ferramenta de instalação do suspensor da coluna de produção gira o suspensor da coluna de produção 40A até um momento em que a chave fixa 69 no suspensor da coluna de produção 40A esteja alinhada e engate na ranhura 95. Nesse ponto, o suspensor da coluna de produção 40A é baixado ainda mais para dentro do poço. O engate entre a chave fixa 69 e a ranhura 95 impede a rotação adicional do suspensor da coluna de produção 40A em relação ao suspensor de revestimento 11. Nesta posição, a orientação do suspensor da coluna de produção 40A é fixada em relação à orientação instalada da ranhura 95 no suspensor de revestimento 11. Depois disso, o suspensor da coluna de produção 40A é travado na posição. Nesse ponto, a ferramenta de instalação do suspensor da coluna de produção pode ser destravada do suspensor da coluna de produção 40A e recuperada até a superfície. Então, o BOP pode ser recuperado e uma árvore de produção pode ser instalada na cabeça de poço 10 e acoplada ao suspensor da coluna de produção 40A de modo a posicionar a saída de produção da árvore de produção em uma orientação alvo desejada em relação ao campo.[054] Next, the production string hanger 40A is coupled to a production string hanger installation tool (not shown) and descends into the wellhead 10 until a time when the production string hanger 40A sits on the casing hanger 11. At this point, the production string hanger installation tool rotates the production string hanger 40A until a time when the key 69 on the production string hanger 40A is aligned and engages the groove 95. At this point, the production string hanger 40A is lowered further into the well. Engagement between key 69 and slot 95 prevents further rotation of the production string hanger 40A relative to the casing hanger 11. In this position, the orientation of the production string hanger 40A is fixed relative to the installed orientation of the groove 95 on the casing hanger 11. After this, the production string hanger 40A is locked in position. At this point, the production string hanger installation tool can be unlocked from the 40A production string hanger and retrieved to the surface. Then, the BOP can be recovered and a production tree can be installed at the wellhead 10 and coupled to the production string hanger 40A so as to position the production outlet of the production tree in a desired target orientation relative to the field. .

[055] As formas de realização específicas divulgadas acima são apenas ilustrativas, pois a matéria divulgada pode ser modificada e praticada de maneiras diferentes, mas equivalentes, aparentes para aqueles técnicos no assunto tendo o benefício dos ensinamentos deste documento. Por exemplo, as etapas do processo estabelecidas acima podem ser realizadas em uma ordem diferente. Além disso, nenhuma limitação se destina aos detalhes de construção ou projeto mostrados neste documento, exceto conforme descrito nas reivindicações abaixo. É, portanto, evidente que as formas de realização particulares divulgadas acima podem ser alteradas ou modificadas e todas essas variações são consideradas como estando dentro do escopo e do espírito da matéria reivindicada. Observe que o uso de termos, como "primeiro", "segundo", "terceiro" ou "quarto" para descrever vários processos ou estruturas neste relatório descritivo e nas reivindicações anexas, é usado apenas como uma referência abreviada para tais etapas/ estruturas e não implica necessariamente que tais etapas/ estruturas sejam realizadas/ formadas nessa sequência ordenada. Obviamente, dependendo da linguagem exata da reivindicação, uma sequência ordenada de tais processos pode ser ou não necessária. Consequentemente, a proteção pleiteada neste documento é tal como estabelecida nas reivindicações abaixo.[055] The specific embodiments disclosed above are illustrative only, as the disclosed matter can be modified and practiced in different but equivalent ways apparent to those skilled in the art having the benefit of the teachings of this document. For example, the process steps set out above may be performed in a different order. Furthermore, no limitation is intended on the construction or design details shown herein except as described in the claims below. It is therefore evident that the particular embodiments disclosed above may be altered or modified and all such variations are considered to be within the scope and spirit of the claimed subject matter. Please note that the use of terms such as "first", "second", "third" or "fourth" to describe various processes or structures in this specification and the appended claims is used only as a shorthand reference to such steps/structures and does not necessarily imply that such steps/structures are carried out/formed in this ordered sequence. Of course, depending on the exact language of the claim, an ordered sequence of such processes may or may not be necessary. Accordingly, the protection claimed herein is as set forth in the claims below.

Claims

1. Apparatus CHARACTERIZED by comprising: a helix structure (20) comprising: at least one helical surface (15); a plurality of orientation slots (17) positioned around a perimeter of the helix structure, each of the orientation slots (17) being adapted to receive an orientation key (18); a component orientation slot (21) positioned adjacent to a lower end of the at least one helical surface (15); and a lower threaded recess (43); and an adjustable threaded nut (30) which is adapted to be positioned at least partially in the lower recess and threadedly coupled to the lower threaded recess (43), the adjustable threaded (30) further comprising a lower seating surface (44).

2. Apparatus according to claim 1, CHARACTERIZED by further comprising another helical surface (15), wherein an upper end of the at least one helical surface (15) and an upper end of the other helical surface (15) meet at an apex (15A) and wherein the component orientation slot (21) is positioned adjacent to a lower end of the other helical surface (15).

3. Apparatus according to claim 1, CHARACTERIZED by the fact that the helix structure (20) further comprises: at least one outwardly inclined and spring-loaded height adjustment key (23) which is adapted to engage in a groove (25) formed in a wellhead (10) when the helix structure (20) is in a desired vertical location within the wellhead (10); and a component seating surface (22) that is positioned vertically above at least a portion of the adjustable threaded nut (30).

4. Apparatus according to claim 1, CHARACTERIZED by the fact that the plurality of orientation slits (17) are equally spaced from each other.

5. Apparatus according to claim 1, CHARACTERIZED by the fact that the adjustable threaded nut (30) is an externally adjustable threaded nut and the lower threaded recess (43) is a lower internally threaded recess.

6. Apparatus according to claim 1, CHARACTERIZED by the fact that the helix structure (20) further comprises a plurality of tool slots (16) extending into an inner surface of the helix structure (20) , wherein the tool slots (16) are adapted to be engaged by an installation tool to enable the apparatus to be moved into a well.

7. Apparatus according to claim 1, CHARACTERIZED by further comprising a component comprising a component orientation key (31), wherein the component is adapted to rest on the helix structure (20) and the component orientation key (20) component (31) is adapted to be positioned in the component orientation slot (21), wherein the component is a production column hanger (40).

8. Apparatus according to claim 1, CHARACTERIZED by the fact that the lower seating surface (44) which is adapted to engage a structure previously positioned in a wellhead (10), wherein the structure previously positioned in a wellhead (10) comprises one of a casing hanger (11) or a bushing.

9. Method CHARACTERIZED by comprising: positioning an apparatus (1) in a structure previously positioned in a wellhead (10), the apparatus (1) comprising: a helix structure (20) comprising: a plurality of orientation slits ( 17) positioned around a perimeter of the helix structure (20); an outwardly inclined, spring-loaded orientation switch (18) positioned in one of the orientation slots (17); and a lower threaded recess (43); and an adjustable threaded nut (30) which is positioned at least partially in the lower recess and threadedly coupled to the lower threaded recess (43); rotate the apparatus (1) until the outwardly inclined, spring-loaded orientation switch (18) engages an orientation recess (13) formed on an inner surface of the wellhead (10), thus preventing rotation additional relative between the helix structure (20) and the wellhead (10); and rotating the adjustable threaded nut (30) relative to the helix structure (20) so as to cause the helix structure (20) to rise vertically within the wellhead (10) until the helix structure is positioned at a desired vertical location within the wellhead (10).

10. Method, according to claim 9, CHARACTERIZED by the fact that the adjustable threaded nut (30) further comprises a lower seating surface (44) and wherein the positioning of the apparatus (1) comprises seating the lower seating surface (44) on an upper surface of the structure previously positioned on the wellhead (10), wherein the structure previously positioned on a wellhead (10) comprises one of a casing hanger (11) or a bushing.

11. Method, according to claim 9, CHARACTERIZED by the fact that the helix structure (20) further comprises a plurality of tool slots (16) extending into an internal surface of the helix structure (20) , wherein seating the apparatus (1) comprises attaching an installation tool to the tool slots (16) so as to allow the apparatus (1) to be moved to the wellhead (10).

12. Method, according to claim 9, CHARACTERIZED by the fact that the adjustable threaded nut (30) further comprises a plurality of tool slots (24) formed on an inner surface of the adjustable threaded nut (30), in which rotating the adjustable threaded nut (30) comprises positioning a tool within the wellhead (10) that engages the tool slots (24) and rotating the tool so as to rotate the adjustable threaded nut (30) relative to the structure in helix (20).

13. Method, according to claim 9, CHARACTERIZED by the fact that the helix structure (20) further comprises at least one outwardly inclined and spring-loaded height adjustment key (23) and in which the threaded nut ( 3) is rotated to raise the helix structure (20) to a location where the at least one outwardly inclined, spring-loaded height adjustment wrench (23) engages a groove (25) formed in the wellhead ( 10) when the helix structure (20) is in the desired vertical location inside the wellhead (10).

14. Method, according to claim 9, CHARACTERIZED by the fact that the helix structure (20) further comprises at least one helical surface (15) and a component orientation slit (21) positioned adjacent to a lower end of the at least one helical surface (15), wherein the method further comprises seating a component comprising a component orientation switch (31) on the helix structure (20) by lowering the component to cause the component orientation switch ( 31) engage the at least one helical surface (15) and rotate the component until the component orientation key (31) is positioned in the component orientation slot (21), wherein the component is a production column hanger (40), and wherein the helix structure (20) further comprises a component seating surface (22) that is positioned vertically above at least a portion of the adjustable threaded nut (30) and wherein seating of the component of the helix structure (20) comprises seating the component on the component seating surface (22).

15. Method according to claim 9, CHARACTERIZED by the fact that the outwardly inclined and spring-loaded orientation key (18) is positioned in one of the orientation slots (17) before the apparatus descends into the wellhead (10), and wherein the plurality of orientation slits (17) are equally spaced apart from each other.

16. Apparatus CHARACTERIZED by comprising: a production column hanger (40A) comprising a body (40X) and an orifice (41) extending through the body; a plurality of orientation slots (17) positioned around an external perimeter of the body (40X); an orientation key (18, 69) positioned in one of the orientation slots (17); and an adjustable nut (39) which is thread-coupled to the exterior of the body (40X) of the production column hanger (40A), the adjustable nut (39) having a lower surface (39A) which is adapted to seat on a component previously positioned on the wellhead (10).

17. Apparatus, according to claim 16, CHARACTERIZED by further comprising a wellhead (10), the wellhead (10) comprising: a helical groove (60) formed on an internal surface of the wellhead (10) and an orientation slot (61) positioned in a lower part of the helical groove (60), wherein the orientation key (18, 69) is adapted to engage the helical groove (60) and be positioned in the orientation slot (61 ).

18. Apparatus, according to claim 16, CHARACTERIZED by further comprising a wellhead (10), the wellhead (10) comprising vertically oriented groove (65) formed on an internal surface of the wellhead (10), wherein the orienting key (18, 69) is adapted to engage the vertically oriented groove (65).

19. Apparatus, according to claim 16, CHARACTERIZED by further comprising a coating hanger (11), the coating hanger (11) comprising: a helical groove (80) formed on an inner surface of the coating hanger (11) and an orientation slot (81) positioned in a lower part of the helical groove (80), wherein the orientation key (18, 69) is adapted to engage the helical groove (80) and be positioned in the orientation slot (81 ).

20. Apparatus according to claim 16, CHARACTERIZED by further comprising a coating hanger (11), the coating hanger (11) comprising a vertically oriented groove (95) formed on an inner surface of the coating hanger (11) , wherein the orientation key (18, 69) is adapted to engage the vertically oriented groove (95).

21. Apparatus according to claim 16, CHARACTERIZED by the fact that the plurality of orientation slots (17) are equally spaced from each other around a perimeter of the body.