BRPI0503305B1 - aparelho para comunicação com uma pluralidade de poços submarinos, método para instalar um tubo ascendente de comunicações a partir de uma plataforma flutuante até uma cabeça de poço submarina, e, tubo ascendente de tração variável para conectar uma cabeça de poço submarina a uma plataforma flutuante - Google Patents

Abstract

"aparelho para comunicação com uma pluralidade de poços submarinos, método para instalar um tubo ascendente de comunicações a partir de uma plataforma flutuante até uma cabeça de poço submarina, e, tubo ascendente de tração variável para conectar uma cabeça de poço submarina a uma plataforma flutuante". são divulgados tubos ascendentes de tração variável complacentes (106) para conectar cabeças de poço submarinas de água profunda (102) a uma única plataforma flutuante (104). os tubos ascendentes de tração variável (106) permitem que diversas cabeças de poço submarinas (102) em profundidades de águas desde 4.000 até 10.000 pés (1.219 até 3.048 m), em deslocamentos laterais desde um décimo até a metade da profundidade, se amarrem a uma única plataforma flutuante semi-submersível de torre de perfuração a seco (104). também são divulgados métodos para equilibrar flutuação e instalar tubos ascendentes de tração variável utilizando uma linha de lastro de corrente pesada (228, 230).

Description

“APARELHO PARA COMUNICAÇÃO COM UMA PLURALIDADE DE POÇOS SUBMARINOS, MÉTODO PARA INSTALAR UM TUBO ASCENDENTE DE COMUNICAÇÕES A PARTIR DE UMA PLATAFORMA FLUTUANTE ATÉ UMA CABEÇA DE POÇO SUBMARINA, E, TUBO ASCENDENTE DE TRAÇÃO VARIÁVEL PARA CONECTAR UMA CABEÇA DE POÇO SUBMARINA A UMA PLATAFORMA FLUTUANTE” Fundamento da Invenção A presente invenção é relativa genericamente à produção de hidrocarbonetos a partir de cabeças de poço submarinas localizadas em profundidades de água profundas até ultra-profundas. Mais particularmente a presente invenção é relativa a aparelhos e métodos para produzir hidrocarbonetos a partir de uma plataforma flutuante que suporta uma torre de perfuração a seco conectada a cabeças de poço submarinas localizadas em águas profundas. Mais particularmente ainda, a presente invenção é relativa a aparelhos e métodos que utilizam tubos ascendentes de tração complacente para conectar de forma hidráulica cabeças de poço submarinas de águas profundas e amplamente dispersas, até uma plataforma flutuante que suporta uma torre de perfuração a seco.

Existe uma variedade de projetos para a produção de hidrocarbonetos em águas profundas até ultra-profundas, isto é, profundidades maiores do que 4.000 pés (1219 m). Genericamente, os projetos pré-existentes caem dentro de um de dois tipos, a saber, sistemas de torre de perfuração a úmido ou de torre de perfuração a seco. Estes sistemas são distinguidos de forma primária pela localização de dispositivos de controle de pressão e de escoamento de fluido de reservatório. O sistema de torre de perfuração a úmido é caracterizado por localizar as árvores em cima de uma cabeça de poço no fundo do mar, enquanto um sistema de torre de perfuração a seco localiza as árvores na plataforma em uma localização seca. Estes dispositivos de controle são utilizados para fechar um poço de produção como parte de uma operação de rotina, ou no caso de uma circunstância anormal, como parte de um procedimento de emergência.

Em sistemas de torre de perfuração a úmido estes dispositivos de controle estão localizados próximo a uma cabeça de poço submarina e estão, portanto, submersos. A função primária da árvore é fechar o poço seja em uma emergência ou em operação de rotina, em preparação para retrabalho ou outras operações principais.

Sistemas de torre de perfuração a seco em contraste, colocam os dispositivos de controle em uma plataforma flutuante fora da água e são, portanto, relativamente secos por natureza. Ter a árvore de produção construída como um sistema seco permite que trabalho de operação e de emergência seja realizado com assistência mínima, se alguma, de ROV e com custos e tempo de parada reduzidos. A capacidade de ter acesso direto a um poço submarino a partir de uma torre de perfuração a seco é altamente vantajosa economicamente. A eliminação da necessidade de um navio de apoio separado para operações de manutenção e o potencial para a produtividade de poço aumentada através do desempenho freqüente de tais operações são benéficos para operadores de poço. Além disto, a eliminação de um tubo ascendente dedicado de retrabalho e os custos de desenvolvimento associados irão também resultar em economias substanciais para o operador.

Historicamente sistemas de torre de perfuração a seco eram instalados em conjunto com plataformas de pernas de tração (TLP) ou plataformas do tipo SPAR que flutuam na superfície sobre a cabeça de poço e tem impacto mínimo de movimento de onda (arfagem) sobre os tubos ascendentes. Genericamente um tubo ascendente que se estende desde uma plataforma de perna de tração ou SPAR é referido como um tubo ascendente tracionados por cima (TTR) quando ele é ou suportado diretamente pela plataforma hospedeira ou suporte por casco, ou de forma independente por latões de ar que fornecem tração à porção superior. No caso de TTRs suportadas por casco, tração superior é fornecida através de um sistema de dispositivos de tração no qual tração suficiente é aplicada de tal modo que os tubos ascendentes tracionados por cima permanecem em tração para todas as condições de carregamento. O movimento relativo entre TTRs e a plataforma em um arranjo de suporte por casco é tipicamente acomodado através de uma ação de deslocamento de curso dos próprios dispositivos de tração. Portanto, em uma plataforma de perna de tração ou SPAR, movimentos relativos da plataforma flutuante serão transmitidos apenas minimamente através dos sistemas de tubo ascendente, uma vez que equipamento a bordo da plataforma irá fazer concessões para acomodar estes movimentos. Particularmente, com TTRs, a tração é aplicada no topo, e a tração diminui em um perfil substancialmente linear com a profundidade até a cabeça de poço submarina.

Em contraste, cargas de tubo ascendente verticais para TTRs suportados por latões de ar não são carregadas pelo casco de uma plataforma. Ao invés disto, os TTRs suportados por latões de ar sobem de cabeças de poço submarinas através de uma abertura na plataforma de trabalho, conhecida como piscina. Os TTRs se estendem através da piscina e se conectam a torres de perfuração a seco localizadas nos topos de latões de ar na área da abertura da plataforma. Utilizando esta construção cada TTR suportado por latão de ar é deixado se mover verticalmente e em relação ao casco da plataforma através da piscina. Este movimento vertical do TTR em relação à plataforma é uma função da magnitude do deslocamento e ajuste da plataforma, movimentos de primeira ordem do navio, da área de latão de ar e atrito entre a estrutura de casco e os latões de ar. O trajeto de fluido entre torre de perfuração a seco no latão de ar e a instalação de processamento no navio é usualmente realizado por meio de uma ligação flexível não colada. A despeito de configuração particular, a tração dentro de um sistema TTR cria uma forma característica que é substancialmente linear e em uma configuração quase vertical. Uma vez que as curvaturas e as capacidades de complacência são relativamente pequenas, é requerido que diversos poços submarinos conectados a uma única plataforma de perna de tração ou SPAR por TTRs estejam espaçados proximamente uns dos outros no fundo do oceano. Tipicamente, a distância máxima entre os poços submarinos os mais remotos em um agrupamento a ser servido por uma única plataforma através de TTRs é 300 pés (91,44 m). Portanto, plataformas de torres de perfuração a seco quando desenvolvidas com tecnologia disponível atualmente, requerem poços submarinos espaçados relativamente próximos para a ser factível. Infelizmente a colocação de cabeças de poço submarinas dentro de 300 pés (91,44 m) um do outro, não é sempre factível ou economicamente desejável. Mudanças em localizações e tipos de formações geológicas submarinas muitas vezes ditam que cabeças de poço sejam espaçadas, separadas em distâncias que excedem enormemente 300 pés (91,44 m). Nestes casos é muitas vezes menos factível economicamente empregar estratégias de torre de perfuração a seco para servir a estes poços uma vez que seu espaçamento deveria requerer a instalação de diversas plataformas de pernas de tração ou SPAR. Nestas circunstâncias, esquemas de torre de perfuração a úmido eram tipicamente de utilizados.

Como exemplo do estado da técnica, pode-se citar a patente norte-americana US6062769 que revela sistemas ou disposições de tubos ascendentes para a estabilização das extremidades superiores de tubos ascendentes em catenária simples, que por sua vez estão conectados por meio de elementos ascendentes mais flexíveis a uma plataforma ou outra instalação ancorada.

Um sistema de plataforma de torre de perfuração a seco, capaz de manter agrupamentos de cabeças de poço submarinas em distâncias de espaçamento maiores deveria oferecer vantagens práticas, econômicas, e outras. Além disto, alternativas a plataformas de pernas de tração e SPAR também deveríam ser desejáveis àqueles no campo de serviços para poço costa afora. Plataformas de pernas de tração e SPAR são esforços relativamente caros, particularmente devido à quantidade de ancoragens e amarrações requeridas para mantê-las em uma posição relativamente estática em águas turbulentas. Um sistema de plataforma que tem um arranjo de torre de perfuração a seco, e que utiliza um sistema de amarração menos restritivo e menos caro, seria bem recebido pela indústria. A presente invenção cuida destas e outras inadequações da técnica precedente.

Sumário da Invenção A presente invenção pode fornecer funcionalidade de torre de perfuração a seco a instalações de produção hospedeiras com características de movimento aumentado em relação a plataformas SPAR ou de pernas de tração. Tais produções hospedeiras podem agora ser construídas utilizando plataformas semi-submersíveis ou plataformas mono-casco que incluem, porém, não limitadas a plataformas de produção flutuantes de armazenagem e descarregamento (FPSO). Configurações da presente invenção incluem sistemas de tubos ascendentes de produção complacentes que podem acomodar atividades de manutenção e serviço ao poço. Configurações da presente invenção são orientadas para a amarração de poços submarinos espaçados de maneira distante a uma única instalação de produção hospedeira que tem uma torre de perfuração a seco.

Em uma configuração, um aparelho para se comunicar com uma pluralidade de poços submarinos localizados em uma profundidade a partir da superfície de um corpo de água, pode incluir uma plataforma flutuante que tem um aparelho de torre de perfuração a seco configurado para se comunicar com, e servir aos poços submarinos. O aparelho também pode incluir uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável, no qual cada um dos tubos ascendentes pode ser configurado para se estender desde um dos poços até a plataforma flutuante. Os tubos ascendentes de tração variável podem ter uma região flutuante de forma negativa, uma região flutuante de forma positiva e uma região flutuante de forma neutra entre as regiões flutuantes de forma negativa e de forma positiva. A região flutuante de forma negativa é pendurada da plataforma flutuante e apresenta tração positiva. A região flutuante de forma neutra é caracterizada por uma geometria curvada, configurada para atravessar um deslocamento lateral de no mínimo 300 pés (91,44 m) entre a plataforma flutuante e o poço submarino. A região flutuante de forma positiva pode ser posicionada acima do poço submarino e apresenta tração positiva. O aparelho pode ser utilizado em águas de uma profundidade suficiente para acomodar a geometria curvada, por exemplo 1.000 pés (304,8 m), mas terá aplicabilidade particular em uma profundidade de águas maior do que 4.000 pés (1219 m). O aparelho pode ser utilizado em águas que tem profundidades de até 10.000 ou 15.000 pés (3.048 m ou 4572 m) ou mais. A pluralidade de poços submarinos pode ser caracterizada por um deslocamento máximo, no qual o deslocamento define a distância máxima no fundo do mar de um corpo de água entre o aparelho de torre de perfuração a seco e o poço o mais distante da pluralidade de poços submarinos. O deslocamento máximo pode ser menor que ou igual à metade da profundidade ou maior do que ou igual a um décimo da profundidade desde a superfície do corpo de água. A pluralidade de poços submarinos pode incluir poços perfurados verticalmente e pode ser livre de inclinação e poços perfurados horizontalmente ou parcialmente horizontalmente. O aparelho pode incluir uma plataforma flutuante que é uma plataforma SPAR, uma plataforma de perna de tração ou uma plataforma submersível, uma plataforma semi-submersível, plataforma de intervenção em poço, navio de perfuração, instalação de produção flutuante dedicada, e assim por diante.

Os tubos ascendentes de tração variável podem terminar na torre de perfuração a seco, uma extremidade distai, ou um pontão da plataforma flutuante. Uma conexão de carretei pode conectar um tubo ascendente de tração variável não terminado na torre de perfuração a seco à torre de perfuração a seco. Uma segunda região de flutuação neutra próxima a uma extremidade distai da plataforma flutuante pode ser incluída. Os tubos de tração variável podem incluir um ponto de ligação de corda e linha de lastro ou uma junta de tensão próximo a uma conexão com o poço submarino ou à plataforma flutuante. O aparelho pode incluir um anel espaçador configurado para fazer uma conexão entre a região de flutuação neutra e a região flutuante de forma negativa de cada tubo ascendente de tração variável. O anel espaçador pode ser configurado para restringir movimento lateral relativo e permitir movimento axial relativo dos tubos ascendentes de tração variável. O aparelho pode incluir linhas de ancoragem que conectam tubos ascendentes de tração variável a um fundo de mar abaixo do corpo de água no qual as linhas de ancoragem são configuradas para restringir movimento dos tubos ascendentes de tração variável. Os tubos ascendentes de tração variável podem incluir condutos simples, coaxiais ou multiaxiais para comunicar com, produzir a partir de, ou realizar trabalho no poço submarino conectado ao tubo ascendente de tração variável. Além disto, cada tubo ascendente de tração variável pode incluir opcionalmente uma segunda região flutuante de forma negativa entre a região flutuante de forma positiva e o poço submarino com tração positiva no tubo ascendente próximo ao poço submarino.

Em um outro aspecto, um método para instalar um tubo ascendente de comunicações a partir de uma plataforma flutuante até uma cabeça de poço submarina pode incluir desenvol ver um conector de cabeça de poço montado em uma extremidade distai de uma primeira seção lisa do tubo ascendente de comunicações desde a plataforma flutuante. O método pode incluir ligar uma linha guia e de lastro a uma conexão ao tubo ascendente de comunicações no qual a linha guia e de lastro é configurada para ser lançada e retirada de um vaso flutuante. O método pode incluir desenvolver uma seção flutuada do tubo ascendente a partir da plataforma de flutuação e ajustar a linha guia e de lastro para equilibrar qualquer flutuação positiva da seção flutuada. O método pode incluir desenvolver uma seção flutuante de forma neutra do tubo ascendente desde a plataforma flutuante. Finalmente, o método pode incluir manipular a linha guia e de lastro com o navio flutuante para desviar o tubo ascendente de comunicações por uma distância lateral e abaixar o tubo ascendente de comunicações para engatar a cabeça de poço com o conector de cabeça de poço.

Se desejado, o método pode incluir criar uma seção curvada do tubo ascendente de comunicações na seção flutuante de forma neutra do tubo ascendente para atravessar a distância lateral. Opcionalmente a linha guia e de lastro pode compreender uma corrente de lastro pesada tal como por exemplo uma corrente de elo de amarra de 6 polegadas (15,24 cm) que pesa acima de 200 libras por pé (28 kg/m) de comprimento. A linha guia e de lastro pode compreender uma corrente de lastro de ajuste fino tal como por exemplo uma corrente de elo de amarra de 3 polegadas (7,62 cm) que pesa menos do que 100 libras por pé (14 kg/m) de comprimento. Opcionalmente o método pode incluir lançar e retirar a linha guia e de lastro para aplicar cargas axiais e laterais para guiar o tubo ascendente de comunicações através da distância lateral. O método também pode incluir utilizar veículos operados de forma remota para auxiliar no desvio do tubo ascendente de comunicações. O tubo ascendente de comunicações pode ser um tubo ascendente de tração variável. O método pode incluir desenvolver uma seção de transição do tubo ascendente desde a plataforma flutuante. A seção flutuante de forma neutra do tubo ascendente de comunicações pode incluir uma seção de revestimento pesado com uma seção de revestimento leve. A plataforma flutuante pode ser uma plataforma semi-submersível. O método pode incluir desenvolver uma pluralidade de tubos ascendentes de comunicações a partir da plataforma flutuante. A cabeça de poço submarina pode ser localizada em águas de qualquer profundidade suficiente abaixo da plataforma flutuante, por exemplo, 1.000 pés (304,8 m), porém terá aplicabilidade particular em uma profundidade de água maior do que 4.000 pés (1219 m) abaixo da plataforma flutuante. A cabeça de poço submarina pode ser localizada em águas que tem profundidades de até 10.000 ou 15.000 pés (3.048 m ou 4572 m) ou mais.

Em uma outra configuração, um tubo ascendente de tração variável conecta uma cabeça de poço submarina a uma plataforma flutuante e atravessa um deslocamento lateral de no mínimo 300 pés (91,44 m). O tubo ascendente de tração variável pode incluir uma primeira região flutuante de forma negativa, uma região curvada flutuante de forma neutra, uma região flutuante de forma positiva e uma segunda região flutuante de forma negativa. A primeira região flutuante de forma negativa se pendura abaixo da plataforma flutuante apresentando tração positiva. A segunda região flutuante de forma negativa é posicionada acima da cabeça de poço submarina. A região curvada flutuante de forma neutra é localizada entre a primeira região flutuante de forma negativa e a região flutuante de forma positiva, que é localizada acima da segunda região flutuante de forma negativa, para criar tração positiva dentro da segunda região flutuante de forma negativa. O tubo ascendente de tração variável pode incluir um conduto de comunicações para permitir comunicações desde a plataforma flutuante até um furo de poço da cabeça de poço submarina. A região curvada pode atravessar o deslocamento lateral entre a cabeça de poço submarina e a plataforma flutuante. A cabeça de poço submarina pode ser localizada em águas de uma profundidade suficiente para acomodar a geometria curvada, por exemplo 1.000 pés (304,8 m), porém o tubo ascendente de tração variável terá aplicabilidade particular em uma profundidade de águas maior do que 4.000 pés (1219 m) abaixo da plataforma flutuante. O tubo ascendente de tração variável pode ser utilizado em água que tem profundidades de até 10.000 ou 15.000 pés (3.048 m ou 4572 m) ou mais. O deslocamento lateral pode ser menor do que ou igual à metade da profundidade da cabeça de poço submarina abaixo da plataforma flutuante e mais do que um décimo da profundidade. Além disto, o tubo ascendente de tração variável pode opcionalmente incluir uma segunda região flutuante de forma neutra próximo à plataforma flutuante. O tubo ascendente de tração variável pode incluir uma junta de tensão próximo à cabeça de poço submarina. O conduto de comunicações pode permitir comunicação com produção a partir da realização de trabalho na cabeça de poço submarina partir da plataforma flutuante. O tubo ascendente de tração variável pode ainda incluir uma linha de ancoragem que se estende até uma amarração de fundo de mar configurada para restringir movimento do tubo ascendente de tração variável. O tubo ascendente de tração variável pode ainda incluir um elemento de articulação que conecta o tubo ascendente de tração variável a um segundo tubo ascendente de tração variável. Finalmente a região flutuante de forma positiva pode ter uma tração positiva.

Breve Descrição de Desenhos Para uma descrição mais detalhada das configurações ilustradas da presente invenção será feita referência agora aos desenhos que acompanham, nos quais: A Figura 1 é um desenho em vista isométrica de uma instalação de desenvolvimento de campo de águas profundas de acordo com uma configuração da presente invenção. A Figura 2 é um esboço em vista isométrica de uma instalação de produção flutuante semi-submersível utilizada em conjunto com uma configuração da presente invenção. A Figura 3 é um desenho de vista superior da instalação de produção flutuante semi-submersível da Figura 2.

As Figuras 4A e 4B são desenhos de vista lateral esquemática de um tubo ascendente de tração variável de acordo com uma configuração da presente invenção. A Figura 5 é um desenho em vista lateral esquemática de um tubo ascendente de tração variável que mostra que regiões de flutuação de acordo com uma configuração da presente invenção.

As Figuras 6 a 22 são desenhos de vistas laterais esquemáticas que mostram as etapas para instalar um tubo ascendente de tração variável a partir de uma instalação de produção flutuante de acordo com uma configuração da presente invenção. A Figura 23 é um desenho de vista lateral esquemática que mostra componentes de uma corrente de instalação de lastro de acordo com uma configuração da presente invenção. A Figura 24 é um desenho de vista lateral esquemática que ilustra o desenvolvimento de linha de lastro e linha de controle como parte de um procedimento de instalação de tubo ascendente de tração variável de acordo com uma configuração da presente invenção. A Figura 25 é um desenho de vista lateral esquemática de um tubo ascendente de tração variável que tem uma junta de tensão afilada montada sobre ela de acordo com uma configuração da presente invenção. A Figura 26 é um desenho de vista em corte de uma cabeça de poço submarina que tem um conector de cabeça de poço e junta de tensão afilada de acordo com uma configuração da presente invenção. A Figura 27 é um desenho de vista lateral esquemática de uma plataforma flutuante com um tubo ascendente de tração variável que se estende a partir dela de acordo com a configuração da presente invenção. A Figura 28 é um desenho de vista lateral esquemático de uma plataforma flutuante com uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável interconectados em uma localização de acordo com uma configuração da presente invenção. A Figura 29 é um desenho de vista lateral esquemático de uma plataforma flutuante com uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável interconectados em diversas localizações de acordo com uma configuração da presente invenção. A Figura 30 é um desenho de vista lateral esquemático de uma plataforma flutuante com uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável que inclui linhas de ancoragem suplementares de acordo com uma configuração da presente invenção. A Figura 31 é um desenho de vista lateral esquemático de uma plataforma flutuante com uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável que incluem articulações para tubos ascendentes de tração variável adjacentes. A Figura 32 é um desenho de vista lateral esquemático de uma plataforma flutuante com uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável que se estendem desde um único lado dela. A Figura 33 é um desenho de vista lateral esquemático de uma plataforma flutuante com uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável que se estendem a partir dela de acordo com uma configuração da presente invenção. A Figura 34 é um desenho de vista isométrica esquemático de plataformas flutuantes que delineia benefícios de configurações da presente invenção sobre sistemas da técnica precedente.

Descrição Detalhada Fazendo referência inicialmente à Figura 1, um sistema de gerenciamento de poço submarino 100 está mostrado. O sistema de gerenciamento 100 pode incluir uma pluralidade de cabeças de poço submarinas 102 conectadas a uma plataforma flutuante 104 através de uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável 106. O sistema de gerenciamento submarino 100 pode ser projetado e construído para funcionar em ambientes de águas profundas no qual a profundidade de água total é maior do que ou igual a 1.000 pés (304,8 m), porém terá aplicabilidade particular em profundidades maiores do que ou igual a 4.000 pés (1219 m) até 10.000 ou 15.000 pés (3048 m ou 4572 m) ou mais. De forma desejável para o sistema 100 mostrado na Figura 1, a profundidade de água entre a plataforma 104 e cabeças de poço 102 deveria estar entre 5000 a 10.000 pés (1.524 m ou 3.048 m).

Tubos ascendentes de tração variável 106 podem ser construídos como comprimentos de tubo rígido que se tomam relativamente complacentes quando estendidos sobre longos comprimentos. Por exemplo, embora os materiais de tubos ascendentes de tração variável 106 possam parecer altamente rígidos em comprimentos curtos, por exemplo 100 pés (30,48 m), eles se tomam altamente flexíveis sobre comprimentos mais longos, por exemplo, desde 5000 até 10.000 pés (1.524 m ou 3.048 m). Os tubos ascendentes de tração variável 106 podem incluir diversas regiões de diferentes flutuações relativas à água do mar, na qual eles residem. Regiões de flutuação neutra 108 podem ser localizadas ao longo do comprimento de tubos ascendentes de tração variável 106 para auxiliar na conformação e na manutenção de sua curva S mostrada na Figura 1. Regiões de flutuação neutra 108 combinadas com a complacência relativa de tubos ascendentes de tração variável 106 criam um tubo ascendente que se estende a partir de cabeças de poço submarinas 102 até a plataforma 104 com mais folga lateral e vertical do que com tubos ascendentes disponíveis na técnica precedente.

Além disto, uma vez que servir cada cabeça de poço submarina 102 com sua própria plataforma 104 não seria economicamente factível, o sistema de gerenciamento submarino 100 é capaz de servir a diversas cabeças de poço 102 com uma única plataforma flutuante 104 e inúmeros tubos ascendentes de tração variável 106. Anteriormente a natureza rígida de tubos ascendentes verticais e as demandas de amarração e ancoragem das plataformas de serviço requeriam que cabeças de poço fossem localizadas relativamente próximo uma da outra para elas poderem ser servidas com uma única plataforma. Muitas vezes decisões a respeito do tipo, profundidade, número de poços submarinos, eram ditadas por essas restrições de projeto. Estas restrições muitas vezes limitam a exploração e produção de reservatórios submarinos, uma vez que elas ditam onde poços devem ser localizados, ao invés de permitir a colocação mais favorável para a exploração eficiente dos hidrocarbonetos aprisionados.

Fazendo referência ainda à Figura 1, cabeças de poço submarinas 102 estão mostradas localizadas dentro de um círculo que genericamente tem um diâmetro Δ. Este diâmetro Δ caracteriza um círculo de observação de navio no qual o deslocamento máximo a partir do centro do círculo seria o raio ou metade do diâmetro Δ. O valor de Δ será a distância máxima entre quaisquer duas cabeças de poço 102 dentro do grupo, e representa a quantidade de espaçamento genericamente dentro de um grupo de cabeças de poço submarinas 102. Anteriormente, utilizando tecnologia preexistente, deslocamentos de cabeça de poço somente menores do que ou iguais a 10% da profundidade de água D eram factíveis. Utilizando sistemas (por exemplo, 100 da Figura 1) de acordo com a presente invenção, deslocamentos de cabeça de poço desde 25% até 50% da profundidade de água D são factíveis. Este espaçamento mais amplo e mais disperso para cabeças de poço 102 permite que uma formação geológica submarina seja explorada mais completamente e de forma mais efetiva. Utilizando sistemas da presente invenção, poços não mais precisam ser perfurados e servidos por uma única plataforma. Ao invés disto, um navio de perfuração pode perfurar poços de produção através de todo o campo, que podem ser todos amarrados a uma única plataforma flutuante para produção e manutenção.

Fazendo referência brevemente às Figuras 2 e 3, uma plataforma semi-submersível 110 para utilização com a presente invenção está mostrada. A plataforma semi-submersível é capaz de ser utilizada como a plataforma flutuante 104 da Figura 1 para servir e manter uma pluralidade de cabeças de poço submarinas 102 através de tubos ascendentes de tração variável 106. Anteriormente plataformas semi-submersíveis 110 não eram utilizáveis com sistemas de produção de torre de perfuração a seco em águas profundas, uma vez que elas não são de manutenção fácil em uma posição estacionária o suficiente para serem utilizadas com tubos ascendentes tracionados por cima. Portanto, os deslocamentos e arfagem experimentados por uma plataforma semi-submersível 110 não eram considerados factíveis. Um conjunto de torre de perfuração a seco 112 localizado sobre uma plataforma semi-submersível 110 será capaz de servir a diversas cabeças de poço de águas profundas 102 sem preocupação significativa para manutenção da semi-submersível 110 em uma posição absoluta. Adicionalmente, plataformas flutuantes de finalidade especial também podem ser utilizadas para a plataforma 104 para comunicar um conjunto de torre de perfuração a seco 112 com cabeças de poço submarinas.

Fazendo referência agora às Figuras 4A-4B um tubo ascendente de tração variável 120 de acordo com uma configuração da presente invenção está mostrado. A Figura 4A detalha a porção superior do tubo ascendente de tração variável 120 a partir de uma árvore de superfície 122 na plataforma flutuante até uma região de flutuação média 130, e a Figura 4B a porção inferior que se estende desde uma região de flutuação de fundo 132 até a cabeça de poço submarina 138. O tubo ascendente de tração variável 120 pode ser construído se estendendo desde uma árvore de superfície 122 até uma junta flexível 124, um anel de tração opcional 126, uma região flutuante superior 128, a região flutuante média 130, a região flutuante de fundo 132, uma junta de tensão 134, um conector de amarração 136, e até a cabeça de poço 138. O tubo ascendente de tração variável 120 pode ser construído de juntas lisas que incluem: (a) um tubo ascendente de revestimento simples que compreende uma única coluna de tubulação de produção 140A que também pode incluir linhas de controle 144 em um umbilical 144A enrolado ao redor da tubulação 140A; (b) um tubo ascendente de revestimento simples que compreende uma coluna de revestimento 140B que abriga no mínimo uma coluna de tubulação de produção 142B e diversas linhas de controle 144; (c) um tubo ascendente de revestimento duplo que compreende uma coluna de revestimento externo 140C, revestimento interno 142C, uma ou mais colunas de tubulação de produção 142B e linhas de controle 144 ou qualquer combinação destas configurações podem ser utilizadas para diversos dos tubos ascendentes de tração variável 120. O tubo ascendente de tração variável 120 também pode incluir um sistema de levantamento artificial tal como, por exemplo, bombas elétricas ou hidráulicas, levantamento de gás, ou similar. Também êmbolos de cisalhamento submarino ou outros para prevenção de explosão podem ser fornecidos próximo à conexão ao poço submarino. Sistemas de levantamento artificial e dispositivos de prevenção de explosão são bem conhecidos na técnica.

Selecionando cuidadosamente a configuração e projeto para as regiões de flutuação 128, 130 e 132, o tubo ascendente de tração variável 120 pode ser posicionado em uma forma curvada em S que envolve quantidades variáveis de tração através de todo o seu comprimento. Principalmente tração no tubo ascendente de tração variável 120 será máxima na junta de flexão 124 perto da plataforma flutuante logo abaixo da região de flutuação a mais inferior 132 no topo da região de tubo liso inferior acima da cabeça de poço 138 devido ao peso do tubo ascendente flutuante de forma negativa que se pendura abaixo destes pontos. A tração diminui de forma linear a partir destes pontos, genericamente até cerca de neutra na região de flutuação 128, porém de forma desejável permanece acima de zero ou positiva na cabeça de poço 138. Juntas de tensão 124, 134 são utilizadas para acomodar deslocamentos laterais do tubo ascendente de tração variável 120 nestas localizações de tração elevada. Em todos os pontos intermediários, tração pode ser variada por meio da utilização de regiões de flutuação 128, 130 e 132 e por meio da utilização de correntes de lastro e peso (não mostrado) ligadas ao ponto de ligação 276 e junções de alívio de tração 278 (discutidos em detalhe abaixo com relação à Figura 23).

Fazendo referência à Figura 5, as regiões de flutuação para dois tubos ascendentes de tração variável diferentes 146, 148 estão mostradas. O tubo ascendente de tração variável 146 está mostrado de maneira esquemática como um revestimento leve onde a densidade de fluido na coluna de tubo ascendente é relativamente baixa e o peso do tubo ascendente e coluna é assim menos do que o tubo ascendente de tração variável de revestimento pesado mostrado pelo item 148 que representa uma densidade de fluido relativamente elevada. No revestimento pesado genericamente a espessura de parede de peso do tubo ascendente de tração variável 146, 148 pode ser projetada utilizando diversos parâmetros que incluem o comprimento global do tubo ascendente de tração variável 146, 148, quanta curvatura é desejada, isto é, o espaçamento de cabeça de poço e as condições de pressão esperadas dentro e fora.

Fazendo referência ao tubo ascendente de tração variável de revestimento leve 146 e de revestimento pesado 148 juntos, diversas regiões de flutuação estão mostradas em comum. Primeiro uma região de tubo liso superior 150 está presente na seção a mais superior de tubos ascendentes 146, 148. A região superior 150 experimenta tração quando ela se estende para baixo a partir da plataforma flutuante localizada na superfície da água. O peso do tubo na região superior 150 cria esta condição de tração. Em seguida, uma região de flutuação inferior 152 cria condições de tração dentro de porções inferiores 154 de tubos ascendentes de tração variável 146, 148 que se estendem desde cabeças de poço no fundo do mar. Particularmente, dispositivos de flutuação conhecidos daqueles versados na técnica, mostrados de maneira esquemática em 156, são colocados sobre tubos ascendentes 146, 148 para equilibrar o peso de tubo liso de tubos ascendentes 146,148 e seções bóia para cima 154. Isto resulta em uma região tracionada de forma positiva 154 para tubos ascendentes de tração variável 146,148.

Em seguida, regiões flutuantes de forma neutra e em transição existem ao longo do comprimento de tubos ascendentes 146, 148 em algum lugar entre a região 150 e regiões 152, 154 devido à flutuação negativa na região 150 e flutuação positiva na região 152. Como as condições de carregamento dentro dos tubos ascendentes 146 e 148 se situam desde flutuação negativa até flutuação positiva, as leis de física ditam que deve haver uma porção flutuante de forma zero ou de forma neutra em algum lugar entre as diferentes regiões mencionadas de forma diferente. Para o tubo de tração variável de revestimento leve 146, a região de flutuação neutra está indicada em 158. Para o tubo ascendente de tração variável de revestimento pesado 148, a região de flutuação neutra está indicada em 160. Além disto, as regiões de transição 162, 164 existem entre a região de tração 150 e as respectivas regiões flutuantes de forma neutra 158,160.

Fazendo referência de forma coletiva às Figuras 6 a 22, um processo de instalação para um conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 está delineado. Fazendo referência inicialmente à Figura 6, um conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 está mostrado sendo corrido desde uma instalação de trabalho flutuante 202 até uma cabeça de poço 204 no fundo do oceano 206. Um barco de trabalho 208 está disponível na superfície 210 da água para auxiliar no processo de instalação, se necessário. Neste ponto, o tubo ascendente de tração variável 200 inclui uma junta de tensão 212, um comprimento de tubo liso 214 e um ponto de ligação de linha de lastro 216. Fazendo referência agora à Figura 7, uma linha de tração ou corda 218 é conectada desde o barco de trabalho 208 até o ponto de ligação de linha de lastro 216. A corda 218 pode ser uma corda de linha sintética de reboque, tal como por exemplo poliéster de 6 polegadas (15 cm) de diâmetro, mas pode ser de qualquer estilo e tipo conhecido de alguém de talento ordinário na técnica. Opcionalmente a corda 218 pode ser construída como diversas seções, por exemplo, os dois segmentos 220, 222 como mostrado, tendo um conector 224 entre os segmentos adjacentes, a que também pode ajudar a corda a fazer peso para baixo 218.

Fazendo referência agora à Figura 8, o tubo ascendente de tração variável 200 continua a ser desenvolvido a partir da plataforma flutuante 202 no sentido da cabeça de poço 204. Em seguida ao desenvolvimento da seção inferior de tubo liso 214 a região de flutuação inferior 226 é desenvolvida. Quando a região de flutuação 226 é desenvolvida, a corrente de lastro principal 228 é lançada do barco de trabalho 208. A corrente de lastro 228 pode ser, por exemplo, uma corrente de elo de amarra de 6 polegadas (15,24 cm) com 650 pés (198,12 m) de comprimento e pesando cerca de 180.000 libras (82 t) na água. A corrente de lastro 228 é conectada à extremidade da linha de corda 218 e serve para ambos, para lastro e orientar a posição do conjunto de tubo ascendente de tração variável 200, deslocando a flutuação da seção 226, e com isto possibilitando que o conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 seja afundado na posição em cima da cabeça de poço 204. Em adição a fornecer força para baixo, a corrente de lastro 228 também fornece força lateral para ajudar a deslocar o conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 por uma distância y a partir da posição da plataforma 202 até a cabeça de poço 204. Este desvio lateral é realizado através da manipulação da corrente de lastro 228 e linha de corda 218 a partir do barco de trabalho 208. Ajustando de maneira seletiva a tração e a quantidade de linha retirada, o barco de trabalho 208 pode ajustar a quantidade de carga lateral sobre o tubo ascendente de tração variável 200 e desviá-lo para a forma desejada quando ele é desenvolvido.

Fazendo referência agora à Figura 9, uma corrente de lastro de ajuste fino 230 é desenvolvida quando mais da região de flutuação 226 é desenvolvida a partir da plataforma flutuante 202. A corrente de lastro de ajuste fino 230 pode ser, por exemplo, uma corrente de elo de amarra de 3 polegadas com aproximadamente 500 pés (152,4 m) de comprimento e pesando 40.000 libras (18 t) em água. Devido ao peso menor do que a corrente de lastro principal 228, a corrente de ajuste fino 230 permite ajustamentos mais precisos em desvio γ ser realizado pelo barco de trabalho 208. Quanto mais precisamente o barco de trabalho 208 pode fazer o posicionamento e desvio do conjunto de tubo ascendente de tração variável 200, menos assistência de veículos operados de maneira remota ROV é necessária. Além disto, enquanto dimensões, pesos e comprimentos especificados para correntes de lastro 228, 230 são fornecidos, deveria ser entendido por alguém de talento ordinário na técnica que dimensões exatas, comprimentos e pesos dependem da quantidade de desvio γ necessário, do comprimento total de água atravessado e as propriedades de construção e de material do próprio conjunto tubo ascendente de tração variável 200.

Fazendo referência agora à Figura 10, a instalação e desenvolvimento de conjunto tubo ascendente de tração variável 200 continua. Quando a seção flutuante 226 continua a ser lançada, correntes de lastro 228 e 230 são lançadas até que todos os seus comprimentos estejam desenvolvidos no momento no qual uma outra seção 232 de linha de corda 218 é lançada do barco de trabalho 208. Além disto como visto, o ROV 234 pode ser desenvolvido para auxiliar na guia de conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 no sentido de sua cabeça de poço objetivada. Uma linha de comunicações 236 conecta o ROV 234 ao barco de trabalho 208 de modo que um operador pode manipular e controlar o ROV 234. A Figura 10 detalha um exemplo da etapa onde o peso de lastro das correntes 228 e 230 ainda está sendo lançado ao mesmo tempo que mantém a carga lateral sobre o conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 em um mínimo. Fazendo referência à Figura 11, as correntes de lastro 228, 230 são mostradas completamente desenvolvidas sobre a linha de corda 218 de modo a continuar a afundar seções de lastro 226 mais profundamente na água.

Fazendo referência agora à Figura 12, uma região de flutuação neutra de revestimento pesado 238 é desenvolvida a partir de uma plataforma flutuante 202 acima de uma seção de flutuação 226. Como pode ser visto na Figura 12 a quantidade de linha de corda 218 lançada ou retirada pelo barco de trabalho 208 pode ser utilizada para determinar quanto peso das correntes de lastro 228, 230 atua sobre todo o conjunto de tubo ascendente de tração variável. Ter muita ou pouca força de lastro para baixo sobre o conjunto de tubo ascendente 200 pode fazer com que o tubo ascendente seja muito pesado ou muito flutuante para facilitar o desenvolvimento.

Fazendo referência à Figura 13, uma região flutuante de forma neutra de revestimento leve 240 é lançada da plataforma flutuante 202. Como a região de revestimento pesado 238 desenvolvida na Figura 12, a região de revestimento leve 240 não requer muita, se alguma, manipulação de correntes de lastro 228, 230 como as características de flutuação de forma neutra do revestimento não soma peso significativo ao conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 na água.

Fazendo referência à Figura 14, uma região de transição de flutuação 242 é lançada da plataforma flutuante 212 enquanto o lastro 228, 230 é ajustado e mantido pelo barco de trabalho 208. Como antes, um ROV é capaz de ajudar com ajuste fino a quantidade de lastro e o direcionamento do conjunto de tubo ascendente de tração variável 200. Como antes, o conjunto tubo ascendente de tração variável 200 é ainda desenvolvido de forma substancialmente vertical a partir da plataforma flutuante, de modo que a distância de desvio γ está ainda presente.

Fazendo referência à Figura 15, um comprimento superior de tubo liso 244 é abaixado da plataforma flutuante 202. Neste ponto um segundo ROV 234B pode ser desenvolvido para auxiliar o primeiro ROV 234A na manipulação e direcionamento do conjunto tubo ascendente de tração variável 200 e linha de lastro 218, inclusive correntes 228 e 230. Como antes, o conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 é desenvolvido desde a plataforma flutuante 202 substancialmente vertical, sendo deslocado da cabeça de poço 204 no fundo do oceano 206 por uma distância de desvio γ. Na Figura 15 o conjunto tubo ascendente de tração variável 200 é desenvolvido o suficiente de tal modo que a junta de tensão e o conector de cabeça de poço 212 estão aproximadamente na mesma profundidade que a cabeça de poço 204, separado somente pela distância de desvio γ.

Fazendo referência à Figura 16, a transversal lateral do conjunto tubo ascendente de tração variável 200 é admitido. O barco de trabalho 208 através da transversal através da superfície do oceano 210 e através de lançar e tomar de forma seletiva a linha de cabo 218, é capaz de carregar lateralmente o conjunto tubo ascendente de tração variável 200 até a sua extremidade inferior no sentido da cabeça de poço 204 no fundo do oceano. Além disto, ROVs 234A, 234B fornecem empuxo e assistência de direcionamento para a junta de tensão para direcionar a junta de tensão 212 na extremidade do conjunto tubo ascendente de tração variável 200 até a cabeça de poço. Durante este deslocamento a região de transição 242 do conjunto tubo ascendente de tração variável 200 começa a formar uma região curva em S 246 para acomodar a sua translação lateral. O tubo liso 244 é lançado da plataforma flutuante 202 para se acomodar na região de transição 242 qualquer redução em comprimento global do tubo ascendente de tração variável 200 que resulta da criação da região curva em S 246.

Fazendo referência à Figura 17, a translação lateral do conjunto tubo ascendente de tração variável 200 desde uma posição sobre a plataforma flutuante 202 até a cabeça de poço 204 prossegue com assistência adicional e direcionamento dos ROVs 234A e 234B, e barco de trabalho 208 e a linha de lastro 208 que inclui as correntes 228, 230. Como o barco de trabalho 208 e os móveis 234A, 234B trabalham juntos para direcionar a junta de tensão 212 do conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 no sentido da cabeça de poço 204, a curva em S começa a se estender desde a seção de transição 242, até as seções de revestimento leve e pesado 240, 238 para formar uma região de curva em S maior, mais graduada 248. Como antes, a linha lisa 244 é lançada da plataforma flutuante 202, como necessário, para manter a profundidade da extremidade inferior do tubo ascendente de tração variável 200.

Fazendo referência agora à Figura 18, com a junta de tensão 212 do conjunto tubo ascendente de tração variável 200 posicionado de maneira adequada sobre a cabeça de poço 204, a seção a mais superior do tubo liso 244 é abaixada da plataforma flutuante 202 para permitir que um conector de cabeça de poço convencional (não mostrado) tal como por exemplo um conector de colar, em uma extremidade distai da junta de tensão 212, engate com um soquete correspondente no topo da cabeça de poço 204. Enquanto o tubo liso 244 é abaixado da plataforma flutuante, ROVs 234A, 234B em conjunto com o barco de trabalho 208 e a linha de lastro 218 auxiliam a guiar o conector de cabeça de poço do conjunto tubo ascendente de tração variável 200 para engate com a cabeça de poço 204.

Fazendo referência à Figura 19, o barco de trabalho 208 se posiciona sobre a cabeça de poço 204 e toma a linha de lastro 218 com correntes de lastro ligadas 228, 230. Enquanto os ROVs 234A, 234B monitoram a conexão da linha de lastro 218 com o conjunto tubo ascendente de tração variável 200, o barco de trabalho 208 toma suficiente linha de lastro 218 para remover o peso de correntes 228, 230 do conjunto tubo ascendente 200. Com o peso de correntes de lastro 228, 230 removido, a seção flutuante 226 do conjunto tubo ascendente de tração variável está livre para atuar sobre a seção de tubo liso 214 e conector de cabeça de poço 204, colocando com isto a porção de conjunto tubo ascendente de tração variável em tração como projetado.

Fazendo referência às Figuras 19A até 21, os ROVs 234A, 234B desconectam a linha de lastro de corda 218 com correntes ligadas 238, 230 do ponto de ligação 216, de modo que ela pode ser recuperada por um gancho montado a bordo do barco de trabalho 208. Fazendo referência brevemente à Figura 22, a tração na seção de tubo liso superior 244 é ajustada para seu valor final, o que resulta em uma geometria de curva em S desejada 250 para as seções 238, 240 e 242 de conjunto tubo ascendente de tração variável 200.

Fazendo referência agora a Figura 23, um conjunto tubo ascendente de tração variável instalado 260 é visível de maneira mais clara. O conjunto tubo ascendente de tração variável 260 se estende para cima a partir de um conjunto cabeça de poço 262. O conjunto cabeça de poço 262 se estende desde a linha de lama 264 no fundo do mar e inclui um conector de amarração 266. O tubo ascendente de tração variável 260 pode incluir uma junta de tensão 268 e sua extremidade inferior para conexão ao conjunto cabeça de poço 262. Opcionalmente um peso de lastro 270 pode ser localizado em uma extremidade distai da junta de tensão 262 para auxiliar no assentamento do conjunto tubo ascendente de tração variável 260 sobre a cabeça de poço 262. Se estendendo para cima a partir da junta de tensão 262, o tubo ascendente de tração variável 260 pode incluir uma região inferior de seções de tubo liso 272 conectadas juntas por meio de conexões de tubo 274. O tubo ascendente de tração variável 260 pode incluir um ponto de conexão de olhai 276 onde uma linha de tração pode ser ligada. Junções de alívio de tração 272 podem ser localizadas acima e abaixo do ponto de conexão 276 para impedir dano ao conjunto tubo ascendente de tração variável 260 quando cargas são aplicadas. Além disto, a região de flutuação a mais inferior 280 do conjunto tubo ascendente de tração variável 260 pode ser localizada acima do ponto de conexão 276 e duas junções de alívio de tração 278. A região de flutuação 280 pode ser construída como uma coluna de juntas de tubo com elementos de bóia ligados 282 conhecidos de alguém versado na técnica.

Se estendendo a partir do ponto de conexão 276, um conjunto linha de lastro e tração 284 é ligado. O conjunto linha de lastro e tração 284 pode incluir seções de linha sintética 286, 288, uma corrente principal pesada de lastro 290, e uma corrente de lastro de ajuste fino leve 292. Seções de linha sintética 286 podem ser construídas de forma conveniente como corda de poliéster de 6 polegadas (15 cm) de diâmetro, porém podem ser de qualquer estilo e tipo conhecidos de alguém de talento ordinário na técnica. Correntes de lastro principal pesadas 290 são construídas de forma conveniente como uma corrente de elo de amarra de 6 polegadas (15,24 cm) que pesam cerca de 180.000 libras (82 t) em água. A corrente de lastro de ajuste fino 292 é construída de forma conveniente e como uma corrente de elo de amarra de 3 polegadas (7,62 cm) com aproximadamente 500 pés (152,4 m) de comprimento e pesando 40.000 libras (101) em água.

Fazendo referência agora à Figura 24, um tubo ascendente de tração variável 300 se estende desde uma plataforma flutuante 302 até uma cabeça de poço submarina 304. Um barco de trabalho 306 ajuda na instalação do tubo ascendente 300 fornecendo um par de linhas de tração e de controle 308, 310. A linha de controle de peso 308 tipicamente equilibra qualquer flutuação no tubo ascendente de tração variável 300 enquanto ele é desenvolvido a partir da plataforma de flutuação 302 empregando linha de corda e diversas correntes de lastro, como descrito acima. A linha de controle de inclinação 310 ajuda a manipular a extremidade de conexão do tubo ascendente de tração variável 300 de modo que ele venha a corresponder de maneira adequada com conector de amarração (não mostrado) da cabeça de poço 304. Opcionalmente a linha de controle de inclinação 310 pode ser suplementada ou substituída por um ou mais ROVs submarinos para ajudar a guiar o tubo ascendente de tração variável 300.

Além disto, exemplos para diversas profundidades e geometrias estão evidentes na Figura 24. Embora os números mostrados sejam representativos de uma configuração da presente invenção, eles não são de forma alguma limitativos. Profundidades mais profundas e mais rasas para o tubo ascendente de tração variável 300 são factíveis, e as geometrias específicas para cada instalação são exclusivas e dependem de uma variedade de fatores. Particularmente a cabeça de poço 304 está mostrado a uma profundidade de 8.000 pés (2438 m) de água e deslocada 4.000 pés (1219 m) afastada da plataforma 302. Para esta instalação particular, a linha de controle de peso 308 está localizada acima de uma extremidade distai do tubo ascendente de tração variável 300. Embora os limites absolutos das configurações da presente invenção não sejam conhecidos, é esperado que profundidades de água desde 5.000 pés até 10.000 pés (1524 m até 3048 m) sejam facilmente factíveis com desvios de cabeça de poço dentro de metade da profundidade vertical. Portanto, para um agrupamento de cabeças de poço submarinas de 10.000 pés (3048 m) de profundidade, configurações da presente invenção podem ser utihzadas para amarrar as diversas cabeças de poço submarinas a uma única plataforma flutuante desde que a cabeça de poço a mais afastada da plataforma flutuante esteja a 5.000 pés (1.524 m) ou mais perto.

Fazendo referência de maneira coletiva às Figuras 25 e 26, uma junta de tensão afilada 32 e um conector de cabeça de poço 322 para um tubo ascendente de tração variável estão mostrados. A junta de tensão afilada 320 pode ser construída para permitir dobramento e desvio de um tubo ascendente de tração variável. Dependendo da localização da cabeça de poço, a junta de tensão afilada 320 pode ser construída como um elemento curvado, reduzindo com isto ainda mais a quantidade de tração experimentada pelo conector de cabeça de poço 322 quando o conjunto tubo ascendente de tração variável é deslocado. A Figura 25 detalha uma junta de tensão afilada 322 que é curvada em um raio ligeiro de aproximadamente 100 pés (30,48 m) a uma distância de aproximadamente 17 pés (5,2 m) acima de um conector de cabeça de poço 322. Este ligeiro raio, mostrado para exemplo somente e não projetado para limitar qualquer configuração da presente invenção a uma geometria particular, é utilizado de modo que tração pode ser removida do conector de cabeça de poço 322 ao mesmo tempo que ainda permite a passagem de ferramentas relativamente rígidas e equipamento de serviço. Seguindo a porção de raio curvado, o restante do conjunto tubo ascendente de tração variável está mostrado desviado afastado da cabeça de poço com uma inclinação representativa de aproximadamente 15° da vertical. Fazendo referência agora à Figura 26, o conjunto cabeça de poço 324 inclui conector de cabeça de poço 322 colocado cm uma extremidade distai 326 do tubo ascendente de tração variável e um conector de amarração de cabeça de poço 328, O conector de cabeça de poço 322 é projetado para engatar o conector de amarração de cabeça de poço 328 para formar uma conexão rígida, vedada, para facilitar comunicação hidráulica, elétrica, mecânica, etc., entre o tubo ascendente de tração variável e a cabeça de poço. Embora um projeto específico para o conjunto cabeça de poço 324 esteja mostrado, será entendido por alguém versado na técnica, que diversos projetos futuros e atuais para o conjunto cabeça de poço 324 e seus componentes pode ser utilizado sem se afastar do espírito das configurações da presente invenção.

Fazendo referência à Figura 27, o conjunto tubo ascendente de tração variável 400 se estende desde a plataforma flutuante 402 até uma cabeça de poço submarina (não mostrado). A plataforma flutuante 402 pode incluir pontões de flutuação 404 e uma torre de perfuração a seco 406. A torre de perfuração a seco 406 inclui as válvulas de controle necessárias para controlar e servir a cabeça de poço submarina na extremidade do tubo ascendente de tração variável 400. O tubo ascendente de tração variável 400 difere de outras configurações ilustradas da presente invenção por a extremidade a mais superior 408 do tubo ascendente de tração variável 400 ser terminada no pontão 404 ou plataforma 402 ao invés de na própria torre de perfuração a seco 406. O tubo ascendente de tração variável 400 pode assim incluir uma conexão de carretei curvada rígida 410 para conectar a torre de perfuração a seco 404 com a extremidade superior do tubo ascendente de tração variável 400 terminado no pontão 406. O benefício de terminar o tubo ascendente 400 no pontão 406 é que pode ser criado um deslocamento 412 a partir do centro da plataforma 402. O deslocamento 412 é benéfico em que ele ajuda a mitigar o potencial para contato de tubo ascendente com tubo ascendente quando diversos tubos ascendentes são amarrados à instalação de produção flutuante.

Fazendo referência brevemente à Figura 27B, o conjunto tubo ascendente de tração variável 400 é visível ao longo de todo o seu comprimento a partir da plataforma 402 até a cabeça de poço 414. O tubo ascendente de tração variável 400 inclui uma região curva em S 416 determinada no pontão 404 com a conexão de carretei 410 para torre de perfuração a seco 406. Em contraste a Figura 27A mostra um conjunto tubo ascendente de tração variável 420 de configurações precedentes, pelo que, o tubo ascendente 420 se estende desde a cabeça de poço 414 até a torre de perfuração a seco sem a utilização de uma terminação no pontão 404 ou uma conexão de carretei 410. Além disto, um outro tubo ascendente de tração variável alternativo 430 está mostrado na Figura 27C, no qual o tubo ascendente variável 430 termina no pontão 404 com uma conexão de carretei 410 fazendo a conexão à torre de perfuração a seco 406. Contudo, o tubo ascendente de tração variável 430 inclui uma seção curvada adicional 432 que se estende desde o pontão 404 até logo abaixo da plataforma 402. Esta seção curvada adicional 432 ajuda a reduzir qualquer tração que pode resultar de terminar o tubo ascendente de tração variável 430 no pontão 404 da plataforma 402.

Fazendo referência à Figura 28, um sistema de gerenciamento de poço submarino alternativo 500 pode incluir uma pluralidade de cabeças de poço submarinas 502 conectadas a uma plataforma flutuante 504 através de uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável 506 através de uma profundidade de água D. Tubos ascendentes de tração variável 506 podem incluir regiões de flutuação neutra 508. Cabeças de poço 502 são localizadas dentro de um grupamento caracterizado pelo diâmetro Δ. Contudo, o sistema de gerenciamento de poço 500 também inclui um conjunto anel espaçador 510 localizado em uma extremidade inferior da região de tubo liso superior 512 de tubos ascendentes de tração variável 506. Embora mostrado de forma esquemática como um anel circular, o conjunto anel espaçador 510 pode ser construído como qualquer geometria rígida ou projeto de forma como desejado e como a construção permita. O anel espaçador pode incluir munhões axiais 514 que conectam cada tubo ascendente de tração variável 506 ao anel 510. Munhões axiais 514 operam para permitir movimento axial relativo entre tubos ascendentes 506 e anel 510. Utilizando o anel espaçador 510 algum movimento e complacência de tubos ascendentes 506 é permitida, ao mesmo tempo que ainda mantém espaçamento radial de cada tubo ascendente 506. O objetivo do anel espaçador 510 é manter a folga entre tubos ascendentes de tração variável 506 durante todas as condições antecipadas de carregamento e turbulência.

Fazendo referência brevemente à Figura 29, uma outra configuração alternativa para um sistema de gerenciamento de poço submarino 550 está mostrada. Como o sistema de gerenciamento 500 da Figura 28, o sistema de gerenciamento 550 da Figura 29 inclui uma pluralidade de anéis espaçadores 552, 554, 556 para manter o espaçamento entre tubos ascendentes de tração variável adjacentes 506. Este arranjo 550 é projetado para manter o espaçamento de tubos ascendentes 506 através de uma porção mais longa 560 de seu comprimento.

Fazendo referência agora à Figura 30, uma outra configuração alternativa para um sistema de gerenciamento de poço submarino 600 está mostrada. O sistema de gerenciamento de poço submarino 600 pode incluir uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável 606 que se estendem desde um grupamento Δ de cabeças de poço submarinas 602 até uma plataforma flutuante 604. Tubos ascendentes de tração variável 606 podem incluir regiões de flutuação neutra 608 para formar uma curva em S para fazer tubos ascendentes de tração variável 606 mais complacentes ao longo de seu comprimento. O sistema de gerenciamento de poço submarino 600 ainda inclui uma pluralidade de linhas de ancoragem 610 que se estendem desde cada tubo ascendente de tração variável 606 até o fundo do mar. As linhas de ancoragem 610 são projetadas para manter folga entre tubos ascendentes individuais 606 durante todas as condições de carregamento antecipadas. As linhas de ancoragem 610 reduzem carregamento horizontal em cabeças de poço 602 e podem possibilitar grupamentos de diâmetro Δ maior entre cabeças de poço 602.

Uma outra configuração da presente invenção podería incluir, para um cenário deslocado de poço próximo ao campo, terminar tubos ascendentes de tração variável em molas suporte no convés de uma plataforma flutuante ou facilidade de produção. Portanto, tração não deveria ser aplicada aos tubos ascendentes diretamente diferentemente de suportar as cargas diretas a partir da suspensão dos próprios tubos ascendentes. Os suportes elásticos do convés deveríam ser projetados para reduzir o carregamento de freqüência de onda sobre os tubos ascendentes de tração variável que resulta de movimentos verticais do navio de produção ou plataforma flutuante que experimenta ação de onda.

Fazendo referência à Figura 31, uma outra configuração alternativa de um sistema de gerenciamento de poço submarino está mostrada. O sistema de gerenciamento de poço submarino 650 pode incluir uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável 556 que se estendem desde uma pluralidade de cabeças de poço submarinas 652 até uma plataforma flutuante 654. Elementos de articulação 660 estão mostrados articulando tubos ascendentes de tração variável adjacentes 656 um ao outro para manter o espaçamento entre eles e para impedir desvio de condições de carregamento antecipadas. Elementos de articulação 650 podem ser flexíveis ou rígidos.

Fazendo referência à Figura 32, uma outra configuração alternativa para um sistema de gerenciamento de poço submarino 700 está mostrada. O sistema de gerenciamento de cabeça de poço submarino 700 pode incluir uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável 706 que se estendem desde cabeças de poço submarinas (não mostrado) até uma plataforma flutuante 704. A plataforma flutuante 704 inclui conjuntos pontão 710A, 710B a partir dos quais todos os tubos ascendentes de tração variável 706 se estendem. Como mostrado na Figura 32, todos os tubos ascendentes de tração variável 706 podem se estender desde um único conjunto pontão 710A em um lado da plataforma flutuante 704. Esta configuração pode se provar benéfica por permitir um desenho menos emaranhado para a plataforma flutuante 704 e por a plataforma flutuante poder ser configurada para minimizar movimentos de condições de carregamento antecipadas em uma única extremidade. Além disto com os tubos ascendentes 706 terminados no nível do pontão 710A, a necessidade por um lastro de água ser carregado pela plataforma flutuante 704 pode ser reduzida.

Fazendo referência à Figura 33, uma configuração combinada de um sistema de gerenciamento de poço submarino 750 está mostrada. O sistema 750 inclui uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável 756 que conectam cabeças de poço submarinas 752 a uma plataforma flutuante 754. A cabeça de poço submarina 752 é mostrada localizada em uma profundidade D em um deslocamento lateral y da plataforma 754. A profundidade D pode se situar desde 1.000 até 15.000 pés (304,8 até 4.572 m) ou mais, desejavelmente desde 4000 até 10.000 pés (1219 até 3.048 m) de profundidade de água com o deslocamento y tipicamente sendo menor do que ou igual à metade da profundidade D. Além disto estão mostrados articulação opcional 760, pontos de ligação 752 e juntas de tensão 764, 766. Corda de articulação ou de peso 760 é utilizada opcionalmente para conectar juntos tubos ascendentes de tração variável adjacentes 756 para impedir deslocamento excessivo. O ponto de ligação 762 é utilizado de forma desejável para ligar linhas de lastro e correntes (por exemplo, 218, 228, 230 das Figuras 7 a 21) a tubo ascendente de tração variável 756 durante a instalação. As juntas de tensão 764, 766 são instaladas opcionalmente em extremidades proximais e distais do tubo ascendente de tração variável 756 para reduzir a magnitude de tensões de dobramento no tubo ascendente 756. A junta de tensão inferior 756 pode ser de um projeto curvado e afilado para permitir maior flexibilidade no desenho de cabeças de poço 752 no fundo do mar, e a junta de tensão superior 766 pode ser de qualquer tipo, inclusive tipos quilha ou curvados, conhecidos na técnica para melhorar o comportamento do sistema 750.

Fazendo referência finalmente à Figura 34, uma comparação de um sistema de gerenciamento de poço de torre de perfuração a seco tradicional 800 com o sistema de gerenciamento de poço melhorado de acordo com a presente invenção 820, está mostrada. O sistema de gerenciamento de poço tradicional 800 requeria o desenvolvimento de uma plataforma posicionada de forma mais estável como a plataforma de perna de tração (TLP) ou a plataforma SPAR 802 mostrada. Tubos ascendentes 806 que se estendem a partir dela até cabeças de poço submarinas 807 na linha de lama 809 acima de um reservatório 808 a ser explorado, ou para produzir, eram enfeixados proximamente juntos. Isto genericamente requeria a completação no reservatório 808 por meio de poços inclinados 812 e/ou poços horizontais ou parcialmente horizontais 814 que são menos precisos de forma direcional, mais caros, e não sempre factíveis dependendo das características da formação.

Em contraste, o sistema de gerenciamento de poço melhorado 820 utiliza tubos ascendentes de tração variável 826 para investigar o reservatório 808, permitindo com isto uma colocação mais espalhada de cabeças de poço 824 nele. Além disto, uma vez que o sistema 820 é menos restritivo no movimento de tubos ascendentes 826, plataformas posicionadas de forma menos rígida 822 podem ser utilizadas. Particularmente plataformas de produção semi-submersíveis e outras flutuantes que não são capazes da estabilidade de posição das plataformas de perna de tração e SPAR podem ser utilizadas, e uma colocação mais ampla de cabeças de poço 824 dentro do reservatório 808 é possível. Isto permite que os poços 826 sejam perfurados mais próximos da vertical com precisão direcional melhorada e custo inferior. O benefício é particularmente significativo comparado a poços do tipo de zona rasa 814 completados anteriormente por meio de perfuração parcialmente horizontal.

Inúmeras configurações e alternativas delas foram divulgadas. Embora a divulgação acima inclua o melhor modo acreditado para realizar a invenção como considerado pelos inventores, nem todas as alternativas possíveis foram divulgadas. Por esta razão o escopo e limitação da presente invenção não devem estar restritos à divulgação acima, mas ao invés disto, devem ser definidos e construídos pelas reivindicações anexas.

REIVINDICAÇÕES

Claims (53)

1. Aparelho para comunicação com uma pluralidade de poços submarinos localizados em uma profundidade a partir da superfície de um corpo de água» compreendendo: uma plataforma flutuante (104) que inclui um aparelho de torre de perfuração a seco configurado para comunicar com e servir aos poços submarinos; e, uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável (106) que compreende uma região flutuante de forma negativa, uma região flutuante de forma positiva e uma região flutuante de forma neutra entre as regiões flutuantes de forma negativa e de forma positiva e configuradas para se estenderem desde os poços até a plataforma flutuante (104), caracterizado pelo fato de compreender ainda um anel espaçador (510) que faz uma conexão entre regiões de flutuação neutra e as regiões de flutuação de forma negativa dos tubos ascendentes de tração variável (106) para restringir movimento lateral relativo e permitir movimento axial dos tubos ascendentes de tração variável (106), onde a região flutuante de forma negativa se pendura abaixo da plataforma flutuante (104) e apresentar tração positiva, a região flutuante de forma negativa está localizada entre as regiões flutuantes de forma negativa e de forma positiva e distinguida por uma geometria curvada configurada para atravessar um deslocamento lateral de no mínimo 300 pés (91,44 m) entre a plataforma flutuante (1(M) e o poço submarino, e a região flutuante de forma positiva fica posicionada acima do poço submarino e apresenta tração positiva.

2. Aparelho de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da profundidade de água ser maior do que 4.000 pés (1.219 m).

3. Aparelho de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da profundidade de água ser menor do que 15.000 pés (4.572 m).

4. Aparelho de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da profundidade de água ser menor do que 10.000 pés (3.048 m).

5. Aparelho de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da pluralidade de poços submarinos ser distinguida por um deslocamento máximo menor que ou igual à metade da profundidade desde a superfície do corpo de água.

6. Aparelho de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da pluralidade de poços submarinos ser distinguida por um deslocamento máximo maior do que ou igual a um décimo da profundidade desde a superfície do corpo de água.

7. Aparelho de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da pluralidade de poços submarinos compreender poços perfurados verticalmente e que são livres de inclinação e poços perfurados horizontalmente ou parcialmente perfurados horizontalmente.

8. Aparelho de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da plataforma flutuante (104) ser selecionada dentre plataformas SPAR, plataformas de perna de tração, plataformas submersíveis, plataformas semi-submersíveis, plataformas de intervenção em poço e navios de perfuração.

9. Aparelho de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da plataforma flutuante (104) ser uma instalação de produção flutuante dedicada.

10. Aparelho de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato dos tubos ascendentes de tração variável (106) terminarem na torre de perfuração a seco na plataforma flutuante (104).

11. Aparelho de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato dos tubos ascendentes de tração variável (106) terminarem em uma extremidade distai da plataforma flutuante (104).

12. Aparelho de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato dos tubos ascendentes de tração variável (106) terminarem em uma estrutura de pontão da plataforma flutuante (104).

13. Aparelho de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato dos tubos ascendentes de tração variável (106) terminarem na estrutura de pontão em um único lado da plataforma flutuante (104).

14. Aparelho de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de compreender conexões de carretei que conectam os tubos ascendentes de tração variável (106) na estrutura de pontão à torre de perfuração a seco.

15. Aparelho de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato dos tubos ascendentes de tração variável (106) incluírem segundas regiões de flutuação neutra próximas à extremidade distai da plataforma flutuante (104).

16. Aparelho de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato dos tubos ascendentes de tração variável (106) incluírem um ponto de ligação de corda e linha de lastro.

17. Aparelho de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato dos tubos ascendentes de tração variável (106) incluírem uma junta de tensão próximo a uma conexão com o poço submarino.

18. Aparelho de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato da junta de tensão ser curvada.

19. Aparelho de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato dos tubos ascendentes de tração variável (106) incluírem uma junta de tensão próximo a uma extremidade distai da plataforma flutuante (104).

20. Aparelho de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato da junta de tensão ser curvada.

21. Aparelho de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender ainda linhas de ancoragem que conectam os tubos ascendentes de tração variável (106) a uma amarração no fundo do mar para restringir movimento dos tubos ascendentes de tração variável (106).

22. Aparelho de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato dos tubos ascendentes de tração variável (106) compreenderem tubos ascendentes de tubulação, tubos ascendentes de revestimento simples ou tubos ascendentes de revestimento duplo.

23. Aparelho de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato dos tubos ascendentes de tração variável (106) ainda incluírem linhas de controle.

24. Aparelho de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato dos tubos ascendentes de tração variável (106) incluírem uma segunda região flutuante de forma negativa entre a região flutuante de forma positiva e o poço submarino com tração positiva no tubo ascendente próximo ao poço submarino.

25. Aparelho de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato dos tubos ascendentes de tração variável (106) incluírem um mecanismo de articulação para articular entre si no mínimo dois tubos ascendentes de tração variável (106).

26. Aparelho de acordo com a reivindicação 25, caracterizado pelo fato do mecanismo de articulação articular entre si tubos ascendentes de tração variável (106) adjacentes na primeira região de tração.

27. Aparelho de acordo com a reivindicação 25, caracterizado pelo fato do mecanismo de articulação compreender corda.

28. Método para instalar um tubo ascendente de comunicações a partir de uma plataforma flutuante (104) até uma cabeça de poço submarina, caracterizado pelo fato de compreender: desenvolver um conector de cabeça de poço montado em uma extremidade distai de uma primeira seção lisa do tubo ascendente de comunicações; ligar ao tubo ascendente de comunicações uma linha guia e de lastro a ser lançada e retirada de um navio flutuante; desenvolver uma seção de bóia do tubo ascendente de comunicações; ajustar a linha guia e de lastro para equilibrar qualquer flutuação positiva da seção flutuada; desenvolver uma seção flutuante de forma neutra do tubo ascendente de comunicações; desenvolver uma segunda seção lisa do tubo ascendente; manipular a linha guia e de lastro para desviar o tubo ascendente de comunicações por uma distância lateral; e, abaixar o tubo ascendente de comunicações para engatar a cabeça de poço com o conector de cabeça de poço.

29. Método de acordo com a reivindicação 28, caracterizado pelo fato do conector de cabeça de poço, a seção flutuada, a seção flutuante de forma neutra e a segunda seção de linha lisa serem desenvolvidas desde a plataforma flutuante (104), e a linha guia e de lastro ser manipulada com o navio flutuante.

30. Método de acordo com a reivindicação 29, caracterizado pelo fato de compreender formar uma seção curvada na seção flutuante de forma neutra do tubo ascendente de comunicações para atravessar a distância lateral.

31. Método de acordo com a reivindicação 30, caracterizado pelo fato da linha guia e de lastro compreender uma corrente de lastro pesada.

32. Método de acordo com a reivindicação 30, caracterizado pelo fato da linha guia e de lastro compreender uma corrente de lastro de ajuste fino.

33. Método de acordo com a reivindicação 28, caracterizado pelo fato de compreender ainda lançar e retirar a linha guia e de lastro para aplicar cargas axiais e laterais para guiar o tubo ascendente de comunicações através da distância lateral.

34. Método de acordo com a reivindicação 29, caracterizado pelo fato de compreender ainda utilizar veículos operados de forma remota para auxiliar no desvio do tubo ascendente de comunicações.

35. Método de acordo com a reivindicação 28, caracterizado pelo fato da seção flutuante de forma neutra do tubo ascendente de comunicações incluir uma seção de revestimento pesado.

36. Método de acordo com a reivindicação 28, caracterizado pelo fato da seção flutuante de forma neutra do tubo ascendente de comunicações incluir uma seção de revestimento leve.

37. Método de acordo com a reivindicação 29, caracterizado pelo fato da plataforma flutuante (104) ser uma plataforma semi-submersível.

38. Método de acordo com a reivindicação 29, caracterizado pelo fato de compreender repetir os desenvolvimento, ligação, manipulação e abaixamento para desenvolver uma pluralidade de tubos ascendentes de comunicações a partir da plataforma flutuante (104).

39. Método de acordo com a reivindicação 29, caracterizado pelo fato da cabeça de poço submarina estar em águas desde 1.000 até 15.000 pés (304,8 até 4.572 m) de profundidade abaixo da plataforma flutuante (104).

40. Método de acordo com a reivindicação 29, caracterizado pelo fato da cabeça de poço submarina estar em águas desde 4.000 até 10.000 pés (1.219 até 3.048 m) de profundidade abaixo da plataforma flutuante (104).

41. Método de acordo com a reivindicação 28, caracterizado pelo fato de compreender ainda um peso de lastro e uma junta de tensão próximo ao conector de cabeça de poço.

42. Tubo ascendente de tração variável (106) para conectar uma cabeça de poço submarina (102) a uma plataforma flutuante (104) em um deslocamento lateral de no mínimo 300 pés (91,44 m), compreendendo: uma primeira região flutuante de forma negativa, uma região curvada flutuante de forma neutra, uma região flutuante de forma positiva e uma segunda região flutuante de forma negativa, caracterizado pelo fato de que: a primeira região flutuante de forma negativa se pendura abaixo da plataforma flutuante (104) e apresenta tração positiva; a região curvada flutuante de forma neutra está localizada entre as primeira e segunda regiões flutuantes de forma negativa; a região flutuante de forma positiva está posicionada entre a região curvada e a segunda região flutuante de forma negativa para criar tração positiva na segunda região flutuante de forma negativa; a segunda região flutuante de forma negativa está posicionada acima e conectada à cabeça de poço submarina (102); e, um conduto de comunicações permite comunicações desde a plataforma flutuante (104) até um furo de poço da cabeça de poço submarina (102).

43. Tubo ascendente de tração variável (106) de acordo com a reivindicação 42, caracterizado pelo fato da região curvada atravessar o deslocamento lateral entre a cabeça de poço submarina (102) e a plataforma flutuante (104).

44. Tubo ascendente de tração variável (106) de acordo com a reivindicação 42, caracterizado pelo fato da cabeça de poço submarina (102) estar a mais do que 4.000 pés (1.219 m) abaixo da plataforma flutuante (104).

45. Tubo ascendente de tração variável (106) de acordo com a reivindicação 42, caracterizado pelo fato da cabeça de poço submarina (102) estar a menos do que 15.000 pés (4.572 m) abaixo da plataforma flutuante (104).

46. Tubo ascendente de tração variável (106) de acordo com a reivindicação 42, caracterizado pelo fato da cabeça de poço submarina (102) estar a menos do que 10.000 pés (3.048 m) abaixo da plataforma flutuante (104).

47. Tubo ascendente de tração variável (106) de acordo com a reivindicação 42, caracterizado pelo fato do deslocamento lateral ser menor do que ou igual à metade de uma profundidade da cabeça de poço submarina (102) abaixo da plataforma flutuante (104) e maior do que um décimo da profundidade.

48. Tubo ascendente de tração variável (106) de acordo com a reivindicação 42, caracterizado pelo fato de compreender ainda uma segunda região de flutuação neutra próximo à plataforma flutuante (104).

49. Tubo ascendente de tração variável (106) de acordo com a reivindicação 42, caracterizado pelo fato de compreender ainda uma junta de tensão próximo à cabeça de poço submarina (102).

50. Tubo ascendente de tração variável (106) de acordo com a reivindicação 42, caracterizado pelo fato de compreender ainda uma linha de ancoragem que se estende até uma amarração no fundo do mar para restringir movimento do tubo ascendente de tração variável (106).

51. Tubo ascendente de tração variável (106) de acordo com a reivindicação 42, caracterizado pelo fato da plataforma flutuante (104) ser uma plataforma semi- submersível.

52. Tubo ascendente de tração variável (106) de acordo com a reivindicação 42, caracterizado pelo fato de ainda incluir um elemento de articulação que conecta o tubo ascendente de tração variável (106) a um segundo tubo ascendente de tração variável (106).

53. Tubo ascendente de tração variável (106) de acordo com a reivindicação 42, caracterizado pelo fato da região flutuante de forma positiva tracionar de forma positiva o tubo ascendente na conexão de cabeça de poço submarina (102).