BRPI0402753B1 - Mecanismo e método para intervenção em oleodutos e embarcação para perfuração de poços - Google Patents

Description

MECANISMO E MÉTODO PARA INTERVENÇÃO EM OLEODUTOS E EMBARCAÇÃO PARA PERFURAÇÃO DE POÇOS

HISTÓRICO DA INVENÇÃO

Campo da invenção: As concretizações desta invenção estão normalmente relacionadas a um mecanismo e método para intervenção em oleodutos em alto-mar. As concretizações também estão relacionadas a um mecanismo e métodos para perfuração e revestimento de paredes de poços em alto-mar.

Descrição da tecnologia relacionada: A produção de hidrocarbonetos ocorre diretamente a partir do solo ou a partir do solo que se encontra sob um corpo de água. A produção feita diretamente a partir do solo é chamada de "operação de produção terrestre", enquanto a produção a partir do solo sob um corpo de água é normalmente designada "operação de produção em alto-mar" ou "operação de produção subaquática". Para obter hidrocarbonetos, a partir de operação de produção terrestre ou operação de produção em alto-mar, o revestimento é inserido em um poço perfurado na formação. 0 revestimento isola as paredes do poço da formação, evitando a penetração de fluidos indesejáveis que escoam da formação para o poço, como a água. 0 revestimento é perfurado em uma área de interesse dentro da formação que contenha os hidrocarbonetos, que escoam da área de interesse para a superfície da formação terrestre, resultando na produção de hidrocarbonetos. Normalmente, os hidrocarbonetos escoam para a superfície da formação através da coluna de produção inserida nas paredes revestidas do poço. 0 revestimento é inserido na formação para criar as paredes revestidas do poço através de uma operação de complemento do poço. Nas operações convencionais para complemento, o poço é criado para dar acesso às formações que contêm hidrocarbonetos através de perfuração. A perfuração é realizada utilizando uma estrutura de corte montada na extremidade de um equipamento de suporte para broca, normalmente conhecido como coluna de perfuração. Para perfurar no interior das paredes do poço até uma profundidade predeterminada, muitas vezes a rotação da coluna de perfuração é feita através de um acionamento superior ou mesa rotatória instalados em uma plataforma de superfície ou sonda, ou um motor submerso instalado na extremidade inferior da coluna de perfuração. Depois de perfurar até uma profundidade predeterminada, a coluna de perfuração e sua estrutura de corte são retiradas do poço, e é inserida uma seção de revestimento. Assim, cria-se uma área anular entre a coluna de revestimento e a formação. A coluna de revestimento fica temporariamente presa à superfície do poço. Uma operação de cimentação ocorre em seguida com o objetivo de preencher a área anular com cimento. Utilizando mecanismos conhecidos na técnica, a coluna de revestimento é cimentada no poço através da circulação de cimento na área anular definida entre a parede externa do revestimento e as paredes do poço. A combinação de cimento e revestimento fortalece as paredes do poço e facilita o isolamento de determinadas áreas da formação por trás do revestimento para a produção de hidrocarbonetos. Ξ comum o uso de mais de uma coluna de revestimento em um poço. Neste caso, o poço é perfurado até uma profundidade designada inicialmente com o uso de uma estrutura de corte em uma coluna de perfuração. A coluna de perfuração é removida. Uma primeira coluna de revestimento ou duto condutor é inserida no poço e instalada na parte perfurada do referido, fazendo o cimento circular na parte anular por trás da coluna de revestimento. Em seguida, o poço é perfurado até uma segunda profundidade pré-determinada e a segunda coluna de revestimento, ou camisa, é inserida na parte perfurada do poço. A segunda coluna é colocada em profundidade tal que a extremidade superior desta segunda coluna de revestimento se sobrepõe à extremidade inferior da primeira coluna de revestimento. A segunda coluna de revestimento é afixada ou "pendurada" no revestimento existente através do uso de cunhas serrilhadas com vedadores e cones para fixar a nova coluna de camisa às paredes do poço. A segunda coluna de revestimento é então cimentada. Esse processo é normalmente repetido com colunas de revestimento adicionais até que o poço tenha sido perfurado até a profundidade final. Assim, os poços são normalmente criados com duas ou mais colunas de revestimento de diâmetro decrescente.

Como alternativa ao método convencional, a perfuração com revestimento é um método muitas vezes utilizado para posicionar colunas de revestimento de diâmetro decrescente no interior do poço. Esse método consiste em anexar uma estrutura de corte no formato de uma broca à mesma coluna de revestimento que será o revestimento do poço. Em vez de utilizar uma estrutura de corte em uma coluna de perfuração, a estrutura de corte ou sapata da broca corre na extremidade da coluna de revestimento que permanecerá no poço, onde será cimentada. A perfuração com revestimento é muitas vezes o método escolhido para complemento de poços, pois apenas uma inserção da coluna ativa é necessária para formar e vedar o poço por seção de revestimento colocada em seu interior. A perfuração com revestimento é especialmente útil na perfuração e revestimento de poços submarinos em operações de complemento de poços em águas profundas. Ao formar um poço submarino, o comprimento inicial da perfuração do poço está sujeito a desmoronamentos devido às formações moles presentes no leito oceânico. Além disso, as seções do poço onde há interseção com áreas de alta pressão podem causar danos ao poço durante o intervalo de tempo que decorre entre a criação e a vedação do poço. A perfuração com revestimento, minimiza o intervalo entre a perfuração do poço e sua vedação, assim diminuindo os problemas acima.

Depois da produção de hidrocarbonetos na superfície de formação terrestre, os hidrocarbonetos devem ser armazenados e posteriormente processados para remoção de substâncias contaminantes indesejáveis e para a produção do produto desejado. Nas operações de produção terrestre, uma opção para armazenagem e processamento envolve armazenagem dos hidrocarbonetos em um tanque próximo ao poço, remoção dos hidrocarbonetos a intervalos determinados da unidade de armazenagem para uma unidade de armazenagem móvel, transporte físico dos hidrocarbonetos através da unidade de armazenagem móvel até a unidade de processamento, remoção dos hidrocarbonetos da unidade de armazenagem móvel para a uriidade de processamento e processamento dos hidrocarbonetos na unidade de processamento.

Outra opção para armazenagem e processamento dos hidrocarbonetos nas operações de produção terrestre inclui o uso de oleodutos conectados à coluna de produção. Os hidrocarbonetos escoam da formação através de perfurações para a coluna de produção, passando pelos oleodutos até a unidade de armazenagem e processamento em local remoto. A unidade de armazenagem e processamento normálmente recebe diversos oleodutos de diversas operações de produção terrestre em vários poços permitindo a armazenagem e processamento de hidrocarbonetos originários de diversos locais em uma instalação única sem a necessidade de transporte físico dos hidrocarbonetos até a unidade de processamento.

As opções para armazenagem e processamento de hidrocarbonetos, mencionadas acima durante as operações de produção terrestre são viáveis devido ao espaço ilimitado disponível para unidades de armazenagem e processamento em terra. As operações de produção em alto-mar, no entanto, requerem métodos de armazenagem e processamento alternativos devido ao espaço limitado alocado para a produção de hidrocarbonetos na superfície de um corpo de água. Assim, estão sendo atualmente utilizados métodos de armazenagem de grandes quantidades de hidrocarbonetos em locais remotos.

Os poços em alto-mar muitas vezes são perfurados e completados através do uso de uma sonda de perfuração. A sonda de perfuração inclui pernas fixadas no leito do corpo de água e que oferecem apoio ao piso da sonda. Há um furo no piso da sonda de perfuração através do qual os suprimentos para completar e perfurar o poço como a coluna de perfuração e as colunas de revestimento, podem ser inseridos e abaixados no corpo de água. 0 poço é normalmente perfurado com o uso da coluna de perfuração, e em seguida são inseridas colunas de revestimento no poço para a criação de um poço revestido. São feitas perfurações no revestimento e na formação conforme descrição acima. Um tubo de subida, que é um duto que se estende do leito oceânico até a superfície da água, é por fim inserido na extremidade superior do poço revestido. Considerando-se que as sondas de perfuração têm um custo relativamente alto para serem mantidas sobre o poço após a operação de complemento, as referidas são removidas após o complemento do poço e utilizadas para perfurar poços em outros locais. Nesse ponto, a produção de hidrocarbonetos e a posterior armazenagem dos mesmos torna-se uma questão a se considerar.

Um método para produção e armazenagem de hidrocarbonetos em operações em alto-mar envolve inicialmente a construção de uma plataforma de produção sobre o leito oceânico. Como a sonda de perfuração, a plataforma de produção inclui uma plataforma sustentada por pernas que se estendem até o leito oceânico. As colunas de produção são inseridas, através de um furo existente na plataforma de produção, passando pelo tubo de subida e pelo poço revestido até a área de interesse que contém as perfurações. Em seguida os hidrocarbonetos escoam através da coluna de produção até uma unidade de armazenagem localizada na plataforma de produção. Normalmente, a plataforma de produção não é grande o suficiente para acomodar o imenso volume de hidrocarbonetos que escoa através da coluna de produção até a plataforma de produção. Assim, a plataforma deve armazenar os hidrocarbonetos somente até a chegada de um petroleiro para transporte dos hidrocarbonetos da unidade de armazenagem até uma unidade de armazenagem e processamento maior em outro local. Esse método tem um custo alto, pois cada plataforma de produção que deve ser construída e mantida acima de cada poço representa custos relativamente altos.

Alternativamente, uma embarcação de intervenção em poços submarinos, equipada com equipamentos de processamento e tanques de armazenagem e tendo equipamentos para intervenção em poços, pode ser utilizada para a produção de hidrocarbonetos através de perfuração com flexitubos ou para armazenar ou processar misturas de hidrocarbonetos produzidas a partir de perfurações em desequilíbrio, conforme descrição em U.S. Número de Publicação 2003/0000740, publicado em 02 de janeiro de 2003, arquivada por Haynes et ai. e intitulada "Embarcação de Intervenção em Poços Submarinos" ("Subsea Well Intervention Vessel"), que é integralmente incorporada ao presente por referência. 0 equipamento de intervenção é teoricamente capaz de re-entrar em poços de produção existentes sem que haja alteração no modo de produção do poço.

Como alternativa mais econômica à instalação de uma plataforma de produção sobre cada poço, um segundo método de produção e armazenagem de hidrocarbonetos em operação em alto-mar é mais comumemente praticado. Em vez de construir e manter uma plataforma de produção para cada poço, a fase intermediária na operação de produção e armazenagem que inclui a plataforma de produção é eliminada através da divisão em unidades satélite. Essa divisão envolve a instalação de oleodutos em cada poço e o direcionamento desses oleodutos a um local comum para armazenagem e processamento, normalmente denominado "unidade satélite". Os oleodutos permanecem submersos do poço até alcançar a unidade de armazenagem e processamento.

Atualmente, problemas específicos ocorrem ao se fazer a divisão em unidades satélite. Muitas vezes, os hidrocarbonetos precisam trafegar longas distâncias através dos oleodutos submersos para chegar à unidade satélite. A água através da qual os hidrocarbonetos transitam tem temperaturas bastante baixas, principalmente junto ao leito oceânico, onde normalmente localizam-se os oleodutos. Devido às baixas temperaturas das águas, o escoamento de hidrocarbonetos líquidos por debaixo da água através de grandes distâncias é por vezes um desafio. Um problema que pode resultar das baixas temperaturas das águas diz respeito à viscosidade dos hidrocarbonetos. A viscosidade dos hidrocarbonetos em estado líquido aumenta quando sua temperatura diminui. Quanto mais alta a viscosidade do hidrocarboneto em estado líquido, mais baixa é a vazão. Assim, quanto mais fria a água ao redor dos oleodutos, mais difícil ou impossível fica o escoamento dos hidrocarbonetos do poço à unidade de armazenagem. A diminuição da viscosidade dos hidrocarbonetos líquidos que escoam pelos oleodutos pode por fim causar um bloqueio no interior do oleoduto, reduzindo ou interrompendo a produção.

Outro problema que pode resultar das baixas temperaturas das águas envolve a alteração das temperaturas dos hidrocarbonetos durante a produção. No interior do poço, as temperaturas são altas, fazendo com que os hidrocarbonetos tenham altas temperaturas. Os hidrocarbonetos no interior do poço podem estar em estado líquido e gasoso. Conforme a descrição supra, o ambiente aquático pelo qual os hidrocarbonetos são transportados através dos oleodutos apresenta baixas temperaturas. Então, quando os hidrocarbonetos escoam através dos oleodutos para a unidade satélite, a temperatura ambiente dos hidrocarbonetos torna-se cada vez mais alta à medida que a temperatura aumenta com a diminuição da profundidade da água. Ao utilizar oleodutos para transportar até a unidade satélite os hidrocarbonetos produzidos, essas variações de temperatura muitas vezes resultam na precipitação dos hidrocarbonetos no interior dos oleodutos. Por fim, o acúmulo da precipitação pode resultar em bloqueio parcial ou total do fluxo através do oleoduto, diminuindo ou interrompendo a produção de hidrocarboneto. A redução na produção de hidrocarbonetos diminui a lucratividade do poço.

Outros problemas que requerem intervenção nos oleodutos para redução do bloqueio incluem depósitos de parafina que muitas vezes se formam no interior dos dutos devido à presença e fluxo de petróleo, bem como a hidratação do gás quando de sua presença na corrente de hidrocarbonetos. Algumas formas de intervenção nos oleodutos podem ocorrer para reduzir o bloqueio no interior do duto causado pela variação e diminuição de temperatura. A intervenção nos oleodutos também pode ser necessária para reparar furos ou rasgos nos dutos causados pela corrosão ou furos, rasgos ou dobras devidos a ataques físicos contra os dutos.

Atualmente, uma operação de intervenção requer que um veículo operado de forma remota erga o oleoduto acima do leito oceânico, corte a seção danificada, instale conexões nas extremidades cortadas e instale e conecte uma nova seção do oleoduto. Outras operações de intervenção requerem a interrupção do fluxo de hidrocarbonetos através do oleoduto para introdução de fluidos de tratamento para remover o bloqueio no interior do duto. Para evitar o escoamento dos hidrocarbonetos do oleoduto para a água, durante o processo de intervenção o fluxo de hidrocarbonetos deve ser interrompido.

As operações de intervenção nos oleodutos têm custos elevados. Considerando-se que as intervenções requerem a invasão física no interior do duto, o fluxo de hidrocarbonetos deve ser interrompido para a realização da intervenção. A interrupção do fluxo de hidrocarbonetos reduz a lucratividade do poço, visto que o equipamento e trabalho necessários para produzir os hidrocarbonetos ainda têm custos, enquanto não há produção para amortizá-los. Portanto, é interessante a manutenção da produção de hidrocarbonetos durante as operações de intervenção nos dutos em poços em alto-mar.

Existem embarcações para pequenas intervenções que possibilitam a realização de operações como manutenção de poço, por exemplo, perfilamento de poço e manutenção geral. Essas embarcações, no entanto, não podem ser consideradas plataformas apropriadas para intervenções que requerem perfuração ou produção de hidrocarbonetos, visto que não são suficientemente estáveis para esse tipo de operação e são pequenas demais para lidar com a quantidade de material resultante da perfuração. Assim, essas embarcações devem ser complementadas por embarcações auxiliares para receber os hidrocarbonetos produzidos. Além do mais, as embarcações para pequenas intervenções requerem grandes investimentos de capital quando comparado com os retornos que podem ser gerados, especialmente por serem muito vulneráveis às más condições meteorológicas, de modo que os custos de intervenção são altos e o tempo de utilização é relativamente baixo. Os custos são ainda maiores para uso de embarcações auxiliares adicionais. Devido a essas desvantagens, não foram feitas tentativas de uso de revestimentos contínuos para perfurar e vedar poços a partir de unidades flutuantes ou para permitir a produção de hidrocarbonetos durante operações de intervenção em poços em alto-mar.

Além do mais, embora a perfuração com seções de revestimento minimize o intervalo entre a perfuração e a vedação do poço, seria interessante diminuir ainda mais esse intervalo para minimizar os custos de produção e ainda evitar o desmoronamento da formação durante esse intervalo. Também é interessante fornecer uma alternativa à plataforma de perfuração de alto custo ou à opção de duas embarcações (uma com o equipamento de perfuração e outra com equipamento de armazenagem) permitindo operações de complemento de perfuração com revestimento bem como a realização simultânea de operações de produção a partir da mesma estrutura.

SUMARIO DA INVENÇÃO

Um aspecto desta invenção é a apresentação de um método e mecanismo para intervenção em um oleoduto, incluindo o fornecimento de um duto para transporte do fluxo de fluido de um poço em alto-mar para outro local, o desvio do fluxo de fluido para um ponto de armazenagem e a intervenção no oleoduto. 0 desvio do fluxo de fluido para um ponto de armazenagem pode incluir o desvio do fluxo de fluido para um petroleiro em alto-mar enquanto é realizada a intervenção no oleoduto a partir do petroleiro.

Outro aspecto desta invenção é a oferta de um equipamento para reparar um oleoduto em alto-mar e produzir fluidos, incluindo uma embarcação capaz de armazenar fluidos que escoam através do oleoduto a partir de um poço, um corpo tubular inicial no interior da embarcação para desviar o fluxo de fluido do oleoduto para a embarcação com fins de armazenagem e um segundo corpo tubular no interior da embarcação para reparar o oleoduto. A embarcação pode ser capaz de desviar o fluxo de fluido através do primeiro corpo tubular enquanto repara o duto através do segundo corpo tubular e pode reparar o oleoduto sem interromper a produção de fluidos.

Ainda outro aspecto desta invenção é um método de perfuração de poços submarinos a partir de uma embarcação, incluindo o posicionamento da embarcação, que oferece revestimento contínuo, perfuração do poço e revestimento do poço com o revestimento contínuo. A perfuração e o revestimento do poço podem incluir a perfuração do poço com o revestimento contínuo. E ainda mais um aspecto desta invenção é uma embarcação para perfurar um poço em alto-mar, composta por uma embarcação posicionável, dotada de revestimento contínuo em conjunto com equipamento para remoção de solo para perfuração do poço e equipamentos de armazenagem para o fluido de hidrocarbonetos produzido do poço. A embarcação pode conter ainda equipamento para processamento conectado ao equipamento de armazenagem, para processamento do hidrocarboneto produzido do poço.

Esta invenção permite, com grande vantagem, que ocorram operações de intervenção submarinas ou em alto-mar junto a um oleoduto, simultaneamente à produção de hidrocarbonetos a partir desse oleoduto, aumentando a lucratividade do poço. Ainda, esta invenção permite a formação de um poço revestido em alto-mar ou submarino com uma inserção do revestimento, permitindo também a armazenagem e/ou processamento de hidrocarbonetos durante o processo de perfuração na mesma embarcação que contém o equipamento utilizado para formar o poço revestido aumentando a lucratividade do poço.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

Para que as funções da invenção mencionadas acima possam ser compreendidas em detalhe, uma descrição mais específica da invenção, brevemente resumida acima pode ser feita através de referência a concretizações, algumas das quais estão anexadas como desenhos. Deve-se observar, entretanto, que os desenhos anexos ilustram apenas algumas concretizações típicas da invenção e, portanto, não devem ser considerados como limites de sua atuação, pois a invenção admite outras concretizações igualmente eficazes. A Figura 1 é uma vista em corte de uma operação de oleoduto em satélite. Uma primeira derivação é inserida no duto para conexão com uma embarcação na ou próxima à superfície da água. A Figura 2 é uma vista em corte da operação de oleoduto em satélite ilustrada na Figura 1, com um primeiro membro tubular abaixado a partir da embarcação e conectado â primeira derivação para desviar o fluxo de fluido do oleoduto para a embarcação. A Figura 3 é uma vista em corte da operação de oleoduto em satélite ilustrada na Figura 1, com uma segunda derivação inserida no oleoduto a jusante da primeira derivação para reparo do duto. A Figura 4 é uma vista em corte da operação de oleoduto em satélite ilustrada na Figura 1, com um segundo membro tubular abaixado a partir da embarcação e conectado à segunda derivação para reparar o duto. A Figura 5 é uma vista em corte de uma operação de perfuração com revestimento contínuo, onde a operação de perfuração é realizada a partir de uma embarcação na ou próxima à superfície da água. 0 revestimento contínuo é posicionado acima de um furo no convés da embarcação antes da perfuração. A Figura 6 é uma vista em corte da operação de perfuração ilustrada na Figura 5, onde a estrutura de corte anexada operacionalmente ao revestimento contínuo perfura através do leito oceânico e da formação para criar um poço. A Figura 7 é uma vista em corte da operação de perfuração ilustrada na Figura 5, onde o revestimento contínuo é perfurado na formação até a profundidade desejada. 0 revestimento contínuo é secionado no local, e a estrutura de corte é retirada do poço. A Figura 8 é uma vista lateral de uma concretização de uma embarcação que pode acomodar e facilitar o uso de equipamentos para reparo de oleodutos ou perfuração de poços. A Figura 9 é um diagrama esquematizado do equipamento de intervenção em oleodutos na embarcação ilustrada na Figura 8. A Figura 10 é uma vista esquematizada de um exemplo alternativo de embarcação que define "moon pools - piscinas da lua" através das quais a perfuração ou intervenção podem ser realizadas.

DESCRIÇÃO DETALHADA DAS CONCRETIZAÇÕES PREFERIDAS A Figura 8 ilustra uma embarcação 10 que concretiza esta invenção. A Figura 8 baseia-se em um desenho extraído de "First Olsen Tankers" e mostra um navio-tanque do tipo amplamente utilizado no Mar do Norte. Na embarcação 10, a única modificação feita ao navio-tanque padrão é a montagem de uma superestrutura 107 sobre o convés principal (não mostrado) da embarcação 10, por exemplo, a uma altura de aproximadamente 3 metros, de forma a estar acima da tubulação e chaminés do convés (não mostradas). Um navio-tanque padrão típico do Mar do Norte com posicionamento dinâmico pode ser rapidamente fretado e adaptado com um novo convés acima das tubulações e chaminés do convés, sobre o qual pode ser instalado, por exemplo, o seguinte equipamento: uma unidade de manuseio de torre de tubo de subida montada sobre um plano inclinado com painel de controle submarino; suportes para o equipamento de intervenção de poços submarinos; um cavalete para dutos, carretéis de flexitubos, uma unidade de controle e um conjunto gerador; uma unidade de cimentação e misturador, equipamento de testes de produção incluindo um coletor estrangulador, tratador de calor, separadores, zona de desgaseificação e tocha de gás, tanques para lama de amortecimento, um sistema de circulação fechado para tratar a lama e os sólidos resultantes da perfuração durante perfuração em desequilíbrio a menor, tanques de armazenagem para resíduos químicos e sólidos, guindastes para equipamentos submarinos e suprimentos, veículos por controle remoto para tarefas de trabalho e de observação e suprimentos de água para serviços de resfriamento e combate ao fogo (consultar abaixo). Todo equipamento necessário para intervenção em oleodutos e/ou perfuração é montado na superestrutura 107, incluindo um guindaste 108. O layout detalhado do equipamento sobre a superestrutura 107 ilustrada na Figura 8 é mostrado na Figura 9.

Com relação à Figura 9, um convés de plano inclinado 109 é montado centralizado na superestrutura 107 adjacente ao guindaste móvel 110. Do outro lado do guindaste móvel 110 está um convés de tubo de subida e a área de depósito 335. Entre o guindaste 108 e o convés de plano inclinado 109 há uma área de depósito submarina e suportes de equipamentos 340, veículos operados remotamente 341 e uma unidade de controle submarina 342. Também na superestrutura 107 há um compressor de gás 343, um compressor de ar 344 e bombas de água de incêndio 345. Flexitubos de perfuração 111 de formato convencional (descrito abaixo) ficam adjacentes ao guindaste móvel 110, incluindo, entre outros, área de depósito, conjunto gerador, unidade de controle, conector curvo, cabeça de injetor, transportador, bobinas e equipamentos de segurança contra estouros. Um contentor de vazamentos de petróleo 302 e um contentor elétrico 301 podem estar localizados próximo à bobina de flexitubo de perfuração 111. Um conjunto de separador 112 e conjunto auxiliar de equipamento de suporte de perfuração 106 também estão localizados na superestrutura 107. 0 conjunto de separador 112 pode incluir, entre outros, separadores 310A-D, estranguladores 311, um tratador de calor 312, uma unidade de tratamento de aparas 313, uma unidade de limpeza de lama 314, uma unidade para limpeza de água produzida 315, uma unidade de medição de petróleo em estado gasoso 316 e uma unidade de injeção química 317. O conjunto de equipamento auxiliar de suporte à perfuração 106 pode incluir, entre outros, uma unidade de lama de amortecimento 320, uma unidade de complemento de fluido 321, tanques de lama ativa 322 e 323, unidade de hexanol (HeOH) 324, unidade sobressalente 325, unidade de resíduos 326, unidade de resíduos de aparas 327, bombas de lama 328 e unidade de cimento 329. Entre o conjunto de equipamento de suporte à perfuração 106 e o conjunto do separador 112 há uma unidade de controle de processo 330 e um laboratório 331. Todos os demais equipamentos necessários para realizar a intervenção de poços direta também estão montados na superestrutura 107. O conjunto do separador 112 está conectado a uma tocha apropriadamente localizada (não mostrada), por exemplo, na popa da embarcação 10, e a tanques de armazenagem (não mostrados) de forma a permitir que os fluidos de hidrocarbonetos produzidos sejam armazenados para transporte posterior.

Durante o uso, a embarcação 10 fica dinamicamente posicionada acima de um poço ou oleoduto submarino. 0 convés de plano inclinado 109 é movido para uma posição externa (não mostrada) sobre o poço ou oleoduto submarino para permitir que os flexitubos 111 sejam conectados a um tubo de subida acima do poço submarino para perfuração ou a uma derivação 80 ou 90 (ver Figuras 1-4) instaladas no interior do oleoduto 20. As intervenções apropriadas podem então ser conduzidas através do membro tubular ou o flexitubo pode ser direcionado de maneira a produzir uma mistura multifásica de fluido de hidrocarbonetos que é posteriormente separada em diferentes fases no conjunto de separador 112. A Figura 10 mostra um arranjo alternativo da embarcação 10 para montagem de equipamento para uso com esta invenção. Como alternativa a um convés de plano inclinado móvel deslocável para uma posição externa, conforme mostrado nas Figuras 8 e 9, o equipamento de perfuração e/ou intervenção podería ser montado adjacente a uma "moon pool" 113 ou 114 que se estende pelo convés' da embarcação 10. Especificamente, os componentes são montados adjacentes às "moon pools" 113 e 114 que se estendem verticalmente através da estrutura da embarcação 10. Três guindastes 115, 116 e 117 podem ficar sobre as "moon pools" 113 e 114 e áreas indicando coletores de carregamento 118, um módulo de torre 119 e uma área de depósito 120. A área 121 abriga as unidades de compressão de gás e processamento, a área 122 uma lança de tocha, a área 123 um plano inclinado de tambor para apagar a tocha e a área 124 mais uma área de depósito servida pelo guindaste 125.

Ao empregar um navio-tanque padrão de casco duplo, as modificações necessárias para produzir a embarcação 10 ilustrada na Figura 10 que possa funcionar de acordo com esta invenção incluiríam atualização da capacidade de posicionamento dinâmico, instalação de uma primeira "moon pool" para intervenção e/ou trabalho de perfuração, instalação de outra "moon pool" para trabalho de veículos operados remotamente, montagem de guindastes, equipamentos de processamento e áreas de depósito para equipamentos montados no convés e montagem de instalações da tocha e utilidades associadas.

As Figuras 1-4 mostram a embarcação 10 desta invenção, que é capaz de desviar o fluxo de um oleoduto 20 e/ou reparar o oleoduto 20 durante uma operação de oleoduto em satélite. Há uma superestrutura 215 montada sobre pernas 216 na embarcação 10 com um furo 218 para abaixar o equipamento de intervenção através do referido. A embarcação 10, na concretização mostrada, inclui um furo 213 no convés essencialmente alinhado com o furo 218 para abaixar o equipamento de intervenção através do referido. Com relação à Figura 1, na operação de oleoduto em satélite, o oleoduto 20 é localizado no ou próximo ao leito 30 de um corpo de água 40. O oleoduto 20 inicialmente transporta o fluido 45 do poço, normalmente fluido de hidrocarboneto, de um poço 50 disposto no leito 30 até uma unidade de armazenagem satélite 55 disposta pelo menos parcialmente «acima de uma superfície 60 do corpo de água 40. O poço 50 é perfurado no leito 30 até uma profundidade na qual existe o fluido 45. O poço 50 pode ser completado com revestimento 51, conforme mostrado nas Figuras 1 a 4, ou pode permanecer como um poço aberto, sem que haja revestimento. 0 oleoduto 20 está conectado à coluna de produção 52. A coluna de produção 52 está localizada no interior do poço 50 e estende-se pelo menos até uma área de interesse (não mostrada) no leito 30, que é uma profundidade onde há o fluido 45. A coluna de produção 52 normalmente inclui elementos de vedação (não mostrados) posicionados ao redor do diâmetro exterior estendendo-se até o poço 50 acima e abaixo da área de interesse no leito 30 para isolar a área de interesse no interior do poço 50. São feitas perfurações (não mostradas) na coluna de produção 52 através da área de interesse no poço 50, fazendo-se também perfurações (não mostradas) na área de interesse do poço 50. Assim, o fluido 45 escoa da área de interesse no interior do poço 50 para uma área anular 53 entre o diâmetro externo da coluna de produção 52 e o poço 50. Em seguida, sobe através da coluna de produção 52 localizada no interior do poço 50 e para o oleoduto 20. A unidade de armazenagem satélite 55 é capaz de armazenar o fluido 45, recebido do oleoduto 20. A unidade de armazenagem satélite 55 também pode ter capacidade de processamento do fluido. Além da armazenagem e/ou processamento do fluido 45 do oleoduto 20, a unidade de armazenagem satélite 55 também pode receber fluido 60 de qualquer número de oleodutos adicionais 65. Cada oleoduto adicional 65 está conectado â coluna de produção (não mostrada) inserida no interior do poço (não mostrado), conforme descrito acima com relação à coluna de produção 52 no interior do poço 50, no leito 30, em local diferente dentro do leito 30 daquele do poço 50.

Na Figura 1, há uma área problemática 70 no oleoduto 20 que deve ser tratada de alguma maneira de forma a retomar o fluxo do fluido 45 através do oleoduto 20. A área problemática 70 pode incluir, entre outros, bloqueio total ou parcial do fluxo no oleoduto 20 devido à formação de precipitação no interior do oleoduto 20, que deve ser removida, depósitos de parafina no interior do oleoduto 20 que devem ser removidos ou raspados, ou hidratação de gás no interior do oleoduto 20. A área problemática 70 também pode incluir dobras, furos ou danos por corrosão que devem ser reparados. Adicionalmente, a área problemática 70 pode incluir equipamentos presos que devem ser retirados do interior do oleoduto, como um rotor de tubos preso.

Devido ao fato de a área problemática 70 interromper o fluxo desejado do fluido 45, deve-se executar uma intervenção ou reparos no oleoduto 20. A intervenção pode incluir a remoção de equipamentos presos, a remoção de resíduos ou depósitos no oleoduto 20 que causam bloqueio parcial ou total e/ou reparo de danos ao oleoduto 20. Em todas as situações de intervenção supra, o oleoduto 20 deve ser invadido fisicamente de alguma forma para consertar a área problemática 70 e restaurar o fluxo normal de fluido 45 do poço 50 para a unidade de armazenagem satélite 55. A embarcação 10 ou petroleiro desta invenção é utilizada para consertar a área problemática 70. A embarcação 10 pode ser posicionada na superfície 60 da água 40, parcialmente abaixo da superfície 60 ou completamente abaixo da superfície 60. No interior da embarcação 10 há um segundo corpo tubular 12, preferencialmente flexitubos. Um primeiro corpo tubular 11, também preferencialmente flexitubos, estende-se da embarcação 10 para dentro da água 40. O primeiro corpo tubular 11 pode ser inserido em um tubo de subida (não mostrado) que se estende da embarcação 10 até o leito 30. Na extremidade superior, o primeiro corpo tubular 11 está conectado vedado a um tanque de armazenagem 13 para armazenagem do fluido 45 produzido no poço 50, que pode ser conectado a uma unidade de processamento (não mostrada) na embarcação 10 para processamento do fluido 45. A unidade de processamento pode incluir equipamentos para separação de líquidos. O primeiro corpo tubular 11 pode ser composto por três seções tubulares, incluindo 11A, 11B e 11C. Na extremidade inferior, a seção tubular 11A está conectada, preferencialmente rosqueada, à extremidade superior da seção tubular 11B. A seção tubular 11B é parte do equipamento para prevenção de ruptura 9. 0 equipamento de prevenção de ruptura 9, inclui uma válvula grande 8, que pode ser fechada para controle dos fluidos 45. A válvula 8 é normalmente fechada remotamente através de atuadores hidráulicos (não mostrados). Na extremidade inferior, a seção tubular 11B está conectada, preferencialmente rosqueada, à extremidade superior da seção tubular 11C.

Conectada ao oleoduto 20 na Figura 1 há uma primeira derivação 80 que permite a comunicação de fluidos com o oleoduto 20 através de um primeiro furo 84 no duto 20. A primeira derivação 80 é um corpo tubular com uma válvula 81 para interrupção seletiva do fluxo de fluido através do corpo tubular. A primeira derivação 80 está conectada ao oleoduto 20 através de uma primeira braçadeira 82 colocada ao redor do oleoduto 20 e fica presa de forma vedada ao oleoduto 20 através dos vedadores 83A, 83B( 83C e 83D. Qualquer número de vedadores 83A a 83D pode ser utilizado para assegurar a comunicação vedada de fluidos entre a primeira derivação 80 e o oleoduto 20.

Com relação à Figura 3, uma segunda vedação 90 é instalada no oleoduto 20 entre a área problemática 70 e a primeira vedação 80. A segunda vedação 90 é um corpo tubular com uma segunda válvula 91 para obstrução seletiva do fluxo de fluido através do corpo tubular. Uma segunda braçadeira 92 é vedada ao redor do oleoduto 20 através de vedadores 93A a 93D para permitir uma comunicação vedada de fluidos entre a segunda vedação 90 e o oleoduto 20 através de um segundo furo 94 no duto.

Quando em operação, o poço 50 é perfurado no leito 30 e vedado com revestimento 51, e o oleoduto 20 é conectado em uma extremidade à coluna de produção 52 no interior do poço 50 e na outra extremidade â unidade de armazenagem satélite 55. O fluxo do fluido 45 continua basicamente sem interrupções através do oleoduto 20 desde a área de interesse no poço 50 até a unidade de armazenagem satélite 55, enquanto não há o surgimento de uma área problemática 70 no oleoduto. A embarcação 10 localiza-se acima do oleoduto 20 próximo à área problemática 70 para realizar uma operação de intervenção no oleoduto e remover ou reparar a área problemática 70.

Depois que a embarcação 10 é posicionada sobre o oleoduto 20 próximo à área problemática 70, uma primeira derivação 80, com a primeira válvula 81 em posição fechada, é instalada no oleoduto 20 entre a área problemática 70 e o poço 50. Para instalar a primeira derivação 80, uma ferramenta de corte (não mostrada) como uma fresadora, conhecida daqueles que atuam na área, pode ser utilizada para fazer o primeiro furo 84 no oleoduto 20. A primeira braçadeira 82 é aberta e posicionada ao redor do oleoduto 20 no ponto de inserção desejado para a primeira derivação 80. Os vedadores 83A a 83D posicionados entre a primeira braçadeira 82 e o oleoduto 20 são utilizados para criar e manter uma conexão vedada entre a primeira derivação 80 e o oleoduto 20. Depois de instalar a primeira derivação 80, o primeiro membro tubular 11 é abaixado da embarcação 10 através do furo 113 no convés da embarcação 10, que pode ser o convés de plano inclinado 109 na posição externa conforme ilustrado nas Figuras 8 e 9 ou a "moon pool" 113 ou 114 ilustrada na Figura 10, dependendo da configuração da embarcação 10 que esteja sendo utilizada.

Em seguida, a extremidade inferior do primeiro membro tubular 11 é conectada, preferencialmente rosqueada, â extremidade superior da primeira derivação 80. A primeira válvula 81 é então aberta permitindo que o fluido 45 escoe por um percurso vedado das perfurações no poço 50 para a coluna de produção 52 pelas perfurações na coluna de produção 52, e para o oleoduto 20. Então, o fluxo do fluido 45 é desviado do oleoduto 20 para que escoe pela primeira derivação 80 e o primeiro membro tubular 11 em direção ao tanque de armazenagem 13. Do tanque de armazenagem 13, o fluido 45 pode ser desviado para a unidade de processamento que pode existir na embarcação 10, ou, como alternativa, pode ser transportado para outras instalações para processamento. A Figura 2 mostra a produção do fluido 45 sendo desviada através da primeira derivação 80 até a embarcação 10 para armazenagem e/ou processamento.

Depois que o fluido 45 é efetivamente desviado para a embarcação 10, a intervenção pode ser realizada sem que haja interrupção na produção do fluido 45. Reparos ou envergamentos externos ou da área problemática 70 podem ser realizados sem que se instale a segunda derivação 90 adicional se a área problemática 70 é um furo ou uma dobra. Caso seja necessário intervir no oleoduto 20 através da introdução de um objeto (não mostrado) ou fluido de tratamento 21 (ver Figura 4) , a segunda derivação 90 pode ser instalada no oleoduto 20 entre a área problemática 70 e a primeira derivação 80. A instalação da segunda derivação 90 é muito semelhante à instalação da primeira derivação 80. Mais uma vez, a segunda válvula 91 deve estar na posição fechada durante a instalação da segunda derivação 90. A ferramenta de corte (não mostrado), como a fresadora, pode ser utilizada para fazer o segundo furo 94 no oleoduto 20. Se for necessário instalar a segunda derivação 90 (ou a primeira derivação 80) em ângulo com relação ao oleoduto 20, uma cunha de início (não mostrada) pode ser utilizada para guiar a ferramenta de corte (ex. fresadora) no oleoduto 20, da mesma forma em que se perfuram poços desviados de poços pioneiros. A segunda braçadeira 92 é então aberta e posicionada ao redor do oleoduto 20 no ponto desejado para inserção da segunda derivação 90. Os vedadores 93A a 93D posicionados entre a segunda braçadeira 92 e o oleoduto 20 são utilizados para criar e manter uma conexão vedada entre a segunda derivação 90 e o oleoduto 20. A Figura 3 mostra a segunda derivação 90 instalada no oleoduto 20 entre a área problemática 70 e a primeira derivação 80, com a segunda válvula 91 na posição fechada.

Depois que a segunda derivação 90 estiver instalada no oleoduto 20, a extremidade inferior do segundo corpo tubular 12 é conectada, preferencialmente rosqueada, à extremidade superior da segunda derivação 90. A segunda válvula 91 é então aberta permitindo a comunicação entre a embarcação 10 e o oleoduto 20. Caso seja necessário introduzir um objeto no segundo corpo tubular 12, o objeto pode ser introduzido diretamente na extremidade superior do segundo corpo tubular 12. Se, como mostrado na Figura 4, é necessário introduzir fluido de tratamento 21 no oleoduto 20 para desobstrução, dissolução ou remoção de bloqueio total ou parcial na área problemática 70, um tanque de armazenagem 22 com o fluido de tratamento 21 no interior é conectado à extremidade superior do segundo corpo tubular 12. Conforme mostra a Figura 4, o fluido de tratamento 21 é então introduzido no segundo corpo tubular 12 para que escoe através da segunda derivação 90 para o oleoduto 20 em direção à área problemática 70. O fluido de tratamento 21 pode ser separado dos fluidos presentes na unidade de armazenagem satélite 55 até que o fluxo do oleoduto 20 entre o poço 50 e a unidade de armazenagem satélite 55 seja restaurado. A Figura 4 mostra a operação de intervenção realizada através da segunda derivação 90 e o oleoduto 20 enquanto a produção de fluido 45 continua ininterruptamente a partir do poço 50, através da primeira derivação 80 para a embarcação 10. A operação de intervenção no oleoduto é realizada até que a área problemática 70 esteja efetivamente solucionada e deixe de ser uma ameaça à produção do fluido 45. Depois da conclusão da operação de intervenção no oleoduto, o fluxo do fluido de tratamento 21 é interrompido de forma que o referido não seja mais introduzido no segundo corpo tubular 12 a partir da embarcação 10. A segunda válvula 91 é então fechada, e o segundo corpo tubular 12 é desconectado da segunda derivação 90. Em seguida, a primeira válvula 81 é fechada, e o primeiro corpo tubular 11 é desconectado da primeira derivação 80. O primeiro O corpo tubular 11, bem como o segundo corpo tubular 12, é recolhido de volta para a embarcação 10.

Após o fechamento da segunda válvula 91 e da primeira válvula 81, o fluxo do fluido 45 é retomado através do oleoduto 20, sem que sofra qualquer efeito da operação de intervenção no oleoduto. O fechamento das válvulas 91 e 81 obstrui os caminhos alternativos para o fluxo de fluido 45, existentes durante a operação de intervenção. 0 fluido 45 pode voltar a escoar a partir do poço 50 através da coluna de produção 52, para o oleoduto 20, passando pela antiga área problemática 70, em direção à unidade de armazenagem satélite 55 para armazenagem e/ou processamento. Com vantagens, a produção do fluido 45 foi realizada no tanque de armazenagem 13 ou na unidade de armazenagem satélite 55 sem que houvesse interrupção graças a esta invenção.

Entende-se que o método e mecanismo de intervenção acima podem ser utilizados não só para reparar a área problemática 70 no oleoduto, mas também para instalar e recuperar equipamentos submarinos. A rota alternativa através da primeira derivação 80 e do primeiro membro tubular 11 pode ser utilizada para desviar o fluxo de fluido 45 durante a instalação ou recuperação de equipamentos no interior da água 40, quando a instalação ou recuperação envolve invasão física do oleoduto 20.

Em outra concretização desta invenção, a embarcação 10 pode ser utilizada para perfurar uma formação 201 no leito 30 do corpo de água 40 utilizando revestimento contínuo 210. As Figuras 5-7 mostram a concretização da embarcação 10 ilustrada na Figura 10, com a "moon pool" 113 localizada na parte inferior da embarcação 10. Nesta alternativa, admite-se que o posicionamento do convés de plano inclinado 109 ilustrado nas Figuras 8-9 também pode ser utilizado para inserção do revestimento contínuo 210 na formação 201 a partir da embarcação 10.

Com relação à Figura 5, a embarcação 10 tem uma superestrutura 215, sobre si sustentada acima do convés 217 com o uso de pernas 216. Há um furo 218 na superestrutura 215 sobre a "moon pool" 113 e em linha axial com a mesma. Os equipamentos utilizados durante o processo de perfuração são abaixados através do furo 218 na superestrutura 215 e na "moon pool" 113 em diversas etapas da operação.

Um tubo de subida 221 estende-se da "moon pool" 113 até o leito oceânico 30. O tubo de subida 221 oferece um caminho através do corpo de água 40 até o leito 30, pelo qual o revestimento contínuo 210 pode ser abaixado. O revestimento contínuo 210 localiza-se na superestrutura 215 em uma bobina 225. Uma fonte de fluido de perfuração 226 está em comunicação em algum lugar com o revestimento contínuo 210 de forma a oferecer fluido de perfuração ao revestimento contínuo 210 nas diferentes etapas da operação de perfuração. Uma aranha 227 ou outro equipamento de aperto com membros como cunhas (não mostradas) também localiza-se na superestrutura 215 ao redor ou no interior do furo 218, para atuar como equipamento de aperto de reserva durante a operação de perfuração para o revestimento continuo 210.

Também na superestrutura 215, localizam-se os equipamentos utilizados para abaixar e recuperar o revestimento contínuo 210 a partir da bobina 225 e para ela, conforme necessário durante a operação de perfuração. Para tanto, uma cabeça de injeção 230 localiza-se na superestrutura 215. A cabeça de injeção 230 inclui membros transportadores 232 e 233, centralizados ao redor do furo 218 e suspensos sobre o furo 218 pelos suportes 234 e 235. Os membros transportadores 232 e 233 da cabeça de injeção 230 atuam como correias transportadoras e movem-se no sentido horário e anti-horário ao redor do eixo dos membros transportadores 232 e 233 para abaixar ou recuperar o revestimento contínuo 210 para dentro do furo 218 ou para fora dele. Também utilizada para abaixar e recuperar o revestimento contínuo 210, há uma esteira transportadora sobre um trilho 241. A esteira transportadora 240 sobre o trilho 241 localiza-se entre a bobina 225 e a cabeça de injeção 230 para retirar o revestimento contínuo 210 da bobina 225 e alimentá-lo para a cabeça de injeção 230, ou devolver o revestimento contínuo 210 à bobina 225 a partir da cabeça de injeção 230. A cabeça de injeção 230 e a esteira transportadora 240 sobre o trilho 241, conforme descritos acima, são conhecidas daqueles que atuam na área como um método para alimentação de tubulação contínua. Outros aspectos do método para alimentação de tubulação contínua ou revestimento contínuo para perfuração de um poço conhecido por aqueles que atuam na área podem ser utilizados com esta invenção. 0 revestimento contínuo 210 inclui um motor de lama 245 nele instalado, ligado através de uma conexão liberãvel 246 ao diâmetro interno do revestimento contínuo 210. Uma estrutura de corte extensível 250 com perfurações 260 para circulação de fluido de perfuração e/ou fluido de assentamento está ligada ao motor de lama 245. A estrutura de corte extensível 250 inclui um corpo (não mostrado) e um conjunto de lâminas (não mostrado) no corpo, conforme demonstrado em U.S. Número de Séria do Pedido Publicado 10/335. 957, depositado em 31 de dezembro de 2002, que é incorporado em sua totalidade ao presente instrumento por referência. Como estabelecido no requerimento supra mencionado, o conjunto de lâminas pode mover-se de uma posição fechada, na qual a estrutura de corte extensível 250 apresenta diâmetro externo menor, e outra aberta, na qual a estrutura de corte extensível 250 apresenta diâmetro externo maior. 0 conjunto de lâminas pode mover-se de uma posição fechada para outra aberta através de diferencial na pressão hidráulica criado por bocais (não mostrados) na estrutura de corte extensível 250. A estrutura de corte extensível 250 pode incluir, ainda, um conjunto de soltura para fornecer um segundo método para movimentação do conjunto de lâminas da posição aberta para a posição fechada, conforme descrito no supra mencionado requerimento. 0 motor de lama 245 pode incluir um eixo (não mostrado) e um sistema operacional de motor (não mostrado). 0 motor de lama 245, que é o mecanismo para fazer a rotação da estrutura de corte 250, é oco, permitindo que o fluido escoe através dele em diversas etapas da operação de perfuração e é, preferencialmente, um motor de lama hidráulico operado por fluidos bombeados através dele. 0 sistema operacional do motor gira o eixo, que aciona a estrutura de corte extensível 250 para perfurar a formação 201. O motor de lama 245 descrito não é o único motor de lama disponível para uso com esta invenção, visto que outros tipos de motor de lama conhecidos por aqueles que atuam na área podem ser utilizados.

Além do equipamento de perfuração com revestimento contínuo 210 descrito acima, a embarcação 10 pode incluir equipamentos para separação de fluido de hidrocarbonétos (não mostrado) ligados a uma ou mais unidades de armazenagem (não mostradas) para receber fluidos de hidrocarbonétos separados do poço 270. Com a inclusão de capacidade de armazenagem, a embarcação 10 pode coletar fluidos de hidrocarbonétos produzidos durante a perfuração com o revestimento contínuo 210, assim eliminando a necessidade de uma embarcação separada na eventualidade de ocorrer produção de fluidos de hidrocarbonétos durante a operação de perfuração.

Quando em operação, com relação à Figura 5, a embarcação 10 está localizada acima do leito 30 do corpo de água 40, na ou próximo à superfície 60 do corpo de água 40, de forma que o furo 218 na superestrutura 215 e a "moon pool" 113 estejam alinhados com a localização onde se deseja perfurar a formação 201. 0 tubo de subida 221 é abaixado através da "moon pool" 113 para conectar o convés da embarcação 217 ao leito 30 do corpo de água 40, de forma que o revestimento contínuo 210 e/ou demais ferramentas possam ser abaixadas até a formação 201, sem interferência do corpo de água 40 durante o processo de perfuração. O revestimento contínuo 210 é retirado da bobina 225 para a correia transportadora 240, que se move em sentido anti-horário sobre o trilho 241 para alimentar o revestimento contínuo 210 na cabeça de injeção 230 entre os membros transportadores 232 e 233. A estrutura de corte extensível 250 é retraída neste ponto da operação. Os membros de aperto da aranha 227 não são ativados. A Figura 5 ilustra essa etapa da operação de perfuração.

Em seguida, o revestimento contínuo 210 é abaixado através do furo 218 na superestrutura 215, através da "moon pool" 113 e do tubo de subida 221. Antes que o revestimento contínuo 210 chegue ao leito 30, a estrutura de corte extensível 250 é expandida, preferencialmente com o uso de pressão hidráulica. O revestimento contínuo 210 é abaixado até a formação 201 enquanto o motor de lama 245 transmite torque para a estrutura de corte 250, assim perfurando um poço 270. Enquanto a estrutura de corte extensível 250 está perfurando a formação 201, o fluido de perfuração circula a partir da fonte do fluido de perfuração 226 até o revestimento contínuo 210, depois pelo motor de lama 245, através das perfurações 260 na estrutura de corte extensível 250, subindo por um anel 275 entre o revestimento contínuo 210 e o poço 270, pelo anel 280 entre o revestimento contínuo 210 e o tubo de subida 221, até a embarcação 10 para armazenagem ou circulação. O fluido circula para carregar aparas ou detritos da formação 201, que chegam até a superfície durante a perfuração e para facilitar o caminho para a perfuração do revestimento contínuo 210 na formação 201. A Figura 6 mostra o revestimento contínuo 210 penetrando na formação 201. O revestimento contínuo 210 é inserido até a profundidade desejada na formação 201. Nesse ponto da operação, introduz-se fluido de assentamento no revestimento contínuo 210, que circula para dentro do anel 275 para assentar o revestimento contínuo 210 no poço. A estrutura de corte extensível 250 então é retraída para permitir que se ajuste através do revestimento contínuo 210, e uma ferramenta de corte (não mostrada) é utilizada para seccionar o revestimento contínuo 210 no leito 30. O transportador 240 pode ser manipulado para mover-se em sentido horário ao redor do trilho 241 para retornar a parte cortada do revestimento contínuo 210 que fica acima do leito 30 até a bobina 225.

Para recuperar o motor de lama 245 e a estrutura de corte extensível 250 retraída do revestimento contínuo 210, abaixa-se um cabo de aço 290 da superestrutura 215. O cabo de aço 290 é fixado em um entalhe 291 no motor de lama 245 e puxado para cima, empurrado para baixo ou girado (quando a conexão liberável 246 é uma conexão de rosqueamento) para liberar a conexão liberável 246, que é preferencialmente uma conexão císalhável que é cisalhada puxando-se ou empurrando-se o cabo de aço 290. A liberação da conexão liberável 246 permite que o motor de lama 245 e a estrutura de corte extensível 250 movam-se com relação ao revestimento contínuo 210. A Figura 7 mostra o cabo de aço 290 recuperando a estrutura de corte extensível 250 e o motor de lama 245 do interior do revestimento contínuo 210. O cabo de aço 290 é puxado através da "moon pool" 113 para a embarcação 10 junto com a estrutura de corte extensível 250 e o motor de lama 245. Qualquer outro equipamento ou método para recuperação do motor de lama 245 e a estrutura de corte extensível 250 conhecida por aqueles que atuam na área pode ser utilizado com esta invenção. O método de perfuração das Figuras 5 a 7 e a embarcação 10 que é utilizada para realizar a perfuração com vantagens, permitem que o poço 270 seja perfurado na formação 201 com uma inserção do revestimento contínuo 210. 0 poço 270 está então pronto para operações posteriores como operações de produção de hidrocarbonetos. A mesma embarcação 10 utilizada para a perfuração com revestimento contínuo 210 descrita nas Figuras 5 a 7 também pode ser utilizada para operações de intervenção descritas nas Figuras 1 a 4 se um oleoduto 20 é utilizado para produzir fluidos 45 do poço 270 até a unidade de armazenagem satélite 55. O método de perfuração das Figuras 5 a 7 é especialmente útil ao empregar a embarcação 10 quando se perfura um poço 270 em alto-mar em condições de desequilíbrio a menor. A perfuração em condições de desequilíbrio a menor envolve a manutenção de pressão positiva na superfície do poço 270. Esse tipo de perfuração evita danos ao poço 270 que podem resultar das condições de desequilíbrio a maior, quando fluidos de perfuração invadem a formação 201. A perfuração em condições de desequilíbrio a menor permite produção de hidrocarbonetos mais eficiente e mais rápida a partir da formação 201. Considerando-se que os poços em desequilíbrio a menor produzem volumes significativos de hidrocarbonetos, os veículos operados remotamente de menor porte disponíveis não são suficientes para armazenar os fluidos produzidos. A embarcação 10 é capaz de armazenar os volumes de fluidos produzidos durante a perfuração em condições de desequilíbrio a menor. Além disso, ao perfurar em estado de desequilíbrio a menor, o fluido de hidrocarboneto produzido é uma mistura multifásica de gases, líquidos e sólidos que requer separação. O método de perfuração das Figuras 5 a 7 permite as funções de perfurar com revestimento contínuo 210, produzir hidrocarbonetos, armazenar hidrocarbonetos com equipamentos de armazenagem e separar a mistura multifásica produzida com o equipamento de separação utilizando a mesma embarcação 10. Para uma descrição mais detalhada da perfuração em condições de desequilíbrio a menor e os problemas encontrados durante esta perfuração, principalmente problemas com a mistura multifásica resultante, consultar o requerimento U.S. Número do Pedido de Patente 10/192.784, intitulado "Closed Loop Multiphase Underbalanced Drilling Process", com data de entrada em 10 de julho de 2002 por Chitty et al., que é incorporado em sua totalidade ao presente instrumento por referência.

Embora as concretizações acima estejam relacionadas a esta invenção, outras concretizações da invenção podem ser previstas sem que se distanciem do escopo básico, que é determinado pelas reivindicações abaixo.

Claims (37)

1. Método para intervenção em um oleoduto existente que transporta fluxo de fluido de poço de um poço em alto-mar para uma localização primária, dito método sendo caracterizado pelo fato de compreender: formar uma primeira derivação (80) no oleoduto (20) existente; desviar o fluxo de fluido (45) de poço através da primeira derivação (80) para um tanque de armazenagem (13) em uma localização secundária; formar uma segunda derivação (90) no oleoduto (20) existente enquanto que o fluxo de fluido de poço é desviado para o tanque de armazenagem (13) através da primeira derivação (80); e intervir no oleoduto (20) existente através da segunda derivação (90) enquanto que o fluxo de fluido (45) de poço é desviado ao tanque de armazenagem (13) através da primeira derivação (80) .

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o poço estar em condições de desequilíbrio a menor.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a intervenção no oleoduto (20) ocorre a jusante em relação ao fluxo de fluido (45) de poço inicial através do oleoduto (20) à localização da derivação do fluxo de fluido (45) de poço até o local de armazenagem.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a intervenção no oleoduto (20) incluir a remoção de bloqueio no interior do oleoduto (20).

5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de a remoção do bloqueio incluir a injeção de ácido através do flexitubo (111) inserido no oleoduto (20).

6. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de a remoção do bloqueio incluir a perfuração do oleoduto (20) para remover o bloqueio.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a intervenção incluir a remoção de um rotor de tubos preso ao oleoduto (20).

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a intervenção incluir a remoção de incrustações do oleoduto (20).

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a intervenção incluir a remoção de parafina do interior do oleoduto (20).

10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a intervenção incluir o reparo de danos ao oleoduto (20).

11. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a intervenção incluir a retirada de equipamento de poço preso no oleoduto (20).

12. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender ainda analisar o fluxo de fluido (45) de poço para determinar se acúmulos se formaram em um interior do oleoduto (20).

13. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de a intervenção incluir a remoção de acúmulos no oleoduto (20) .

14. Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que remover acúmulos compreende injetar ácido através do flexitubo (111) inserido no oleoduto (20).

15. Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que remover acúmulos compreende a perfuração do oleoduto (20) para remover o acúmulo.

16. Método para intervenção em um oleoduto que transporta fluido de um poço em alto-mar para uma localização primária, dito método sendo caracterizado pelo fato de compreender: conectar um primeiro corpo tubular (11) entre uma embarcação flutuante (10) e o oleoduto (20) através de um primeira derivação (80); desviar o fluido de poço através do primeiro corpo tubular (11) para uma localização secundária compreendendo um tanque de armazenagem (13) na embarcação flutuante (10); conectar um segundo corpo tubular (12) entre a embarcação flutuante (10) e o oleoduto (20) através de uma segunda derivação (90); e intervir no oleoduto (20) através do segundo corpo tubular (12) enquanto que o fluido de poço é desviado à embarcação flutuante (10) através do primeiro corpo tubular (11) ·

17. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de a intervenção incluir a remoção de um rotor de tubos preso ao oleoduto (20).

18. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de a intervenção incluir a remoção de incrustações do oleoduto (20).

19. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de a intervenção incluir a remoção de parafina do interior do oleoduto (20).

20. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de a intervenção incluir o reparo de danos ao oleoduto (20).

21. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de a intervenção no oleoduto (20) incluir o rebaixamento de um flexitubo (111) em uma derivação no oleoduto (20).

22. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de o flexitubo (111) ser rebaixado através de uma "moon pool" (113 ou 114) posicionada nas proximidades do local de armazenagem.

23. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de o flexitubo (111) ser rebaixado através de um convés de plano inclinado (109) posicionado nas proximidades do local de armazenagem.

24. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de a intervenção no oleoduto (20) ocorre a jusante em relação ao fluxo de fluido (45) de poço inicial através do oleoduto (20) à localização do desvio do fluxo de fluido (45) de poço até o tanque de armazenagem (13) .

25. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de a intervenção no oleoduto (20) inclui a remoção de bloqueio no interior do oleoduto (20).

26. Método para intervenção em um oleoduto (20) que transporta fluido de um poço em alto-mar para uma unidade de armazenagem primária, dito método sendo caracterizado pelo fato de compreender: estabelecer uma primeira via de comunicação entre uma unidade de armazenamento secundária em uma localização em alto-mar e o oleoduto (20) através de uma primeira derivação (80); desviar o fluido de poço através da primeira via de comunicação para a unidade de armazenamento secundária; estabelecer uma segunda via de comunicação entre a localização em alto-mar e o oleoduto (20) através de uma segunda derivação (90); e intervir no oleoduto (20) através da segunda via de comunicação enquanto que o fluido de poço é desviado à unidade de armazenamento secundária.

27. Método, de acordo com a reivindicação 26, caracterizado pelo fato de a intervenção no oleoduto (20) incluir o rebaixamento de um flexitubo (111) através da segunda via de comunicação.

28. Método, de acordo com a reivindicação 27, caracterizado pelo fato de o flexitubo (111) ser rebaixado através de uma "moon pool" (113 ou 114) na localização em alto-mar.

29. Método, de acordo com a reivindicação 27, caracterizado pelo fato de o flexitubo (111) ser rebaixado através de um convés de plano inclinado (109) na localização em alto-mar.

30. Método, de acordo com a reivindicação 26, caracterizado pelo fato de a intervenção no oleoduto (20) ocorrer a jusante em relação ao fluxo fluido (45) de poço inicial através do oleoduto (20) para a localização do desvio do fluxo do fluido (45) de poço à localização em alto-mar.

31. Método, de acordo com a reivindicação 26, caracterizado pelo fato de a intervenção no oleoduto (20) incluir remover bloqueio do fluxo de fluido (45) no interior do oleoduto (20).

32. Método, de acordo com a reivindicação 31, caracterizado pelo fato de remover bloqueio incluir a injeção de ácido através do flexitubo (111) inserido no oleoduto (20) .

33. Método para a remoção de bloqueio em um oleoduto (20) existente que transporta fluxo de fluido (45) de poço de um poço em alto-mar para uma localização, dito método sendo caracterizado pelo fato de compreender: formar uma primeira derivação (80) em uma primeira localização ao longo do oleoduto (20) existente; desviar o fluxo de fluido (45) de poço do oleoduto (20) existente através da primeira derivação (80) para um tanque de armazenagem (13) em uma embarcação em alto-mar; formar uma segunda derivação (90) em uma segunda localização ao longo do oleoduto (20) existente, em que a segunda localização está entre a primeira localização e o bloqueio, e em que formar a segunda derivação (90) é realizado após o estabelecimento de uma via de comunicação de fluido através da primeira derivação (80) até o tanque de armazenamento (13) na embarcação em alto-mar; e remover o bloqueio no oleoduto (20) existente pela intervenção da embarcação em alto-mar através da segunda derivação (90) enquanto que o fluido de poço é desviado através da primeira derivação (80).

34. Método, de acordo com a reivindicação 33, caracterizado pelo fato de a intervenção incluir o rebaixamento de um flexitubo (111) na segunda derivação (90) .

35. Método para intervenção em um oleoduto (20) existente que transporta fluxo de fluido (45) de poço de um poço para uma unidade de armazenamento primária, dito método sendo caracterizado pelo fato de compreender: posicionar uma embarcação flutuante (10) nas proximidades do oleoduto (20) existente; conectar um primeiro corpo tubular (11) entre a unidade de armazenamento secundária na embarcação flutuante (10) e o oleoduto (20) existente para formar uma via de fluxo divergente através de uma primeira derivação (80); conectar um segundo corpo tubular (12) entre a embarcação flutuante (10) e o oleoduto (20) existente para formar uma via de fluxo de intervenção através de uma segunda derivação (90); e intervir no oleoduto (20) existente através da via de de fluxo de intervenção enquanto que o fluido de poço flui através da via de fluxo divergente.

36. Método, de acordo com a reivindicação 26, caracterizado pelo fato de a localização em alto-mar ser uma embarcação flutuante (10).

37. Método, de acordo com a reivindicação 35, caracterizado pelo fato de que conectar um segundo corpo tubular (12) é realizado enquanto o fluido de poço flui através da via de fluxo divergente.