BRPI0606633A2

BRPI0606633A2 - well intervention and purging fluid systems for a vessel, and methods for purging fluid from a vessel and for well intervention

Info

Publication number: BRPI0606633A2
Application number: BRPI0606633-0A
Authority: BR
Inventors: Andrew Richards; Mark Davies
Original assignee: Expro North Sea Ltd
Priority date: 2005-01-15
Filing date: 2006-01-16
Publication date: 2010-01-19
Also published as: CA2594980A1; US20110094749A1; NO20073618L; GB2437448A; GB0500813D0; WO2006075181A1; GB2437448B; GB0713565D0

Abstract

SISTEMAS DE INTERVENÇçO DE POÇO E DE USO EM PURGA DE FLUIDO DE UM VASO, E, MÉTODOS PARA PURGAR FLUIDO DE UM VASO E PARA EFETUAR UMA INTERVENÇçO EM POÇO. Um sistema de intervenção em poço (10) adaptado para ser acoplado a um conjunto de cabeça de poço submarino (12) é descrito. O conjunto de cabeça de poço submarino tem uma cabeça de poço, uma árvore submarina (14) acoplada à cabeça de poço e uma unidade de controle de poço, tendo uma pluralidade de válvulas de controle de poço, acopladas à árvore submarina. O sistema de intervenção (10) compreende um vaso (44) para armazenar e empregar ferramental de cabeamento, primeiro meio de comunicação fluida se estendendo entre o vaso e um suprimento de fluido de purga (57) e um segundo meio de comunicação fluida se estendendo entre o vaso e a unidade de controle de poço em uma localização acima de pelo menos uma válvula de controle de poço. No uso, o fluido de purga aplicado ao vaso via o primeiro meio de comunicação fluida desloca fluido do vaso para o segundo meio de comunicação fluida e para a unidade de controle de poço. Modos de realização da invenção são descritos.WELL FLUID WATER INTERVENTION AND WATER USE SYSTEMS, AND METHODS FOR PURIFYING FLOW FROM A VESSEL AND WELL INTERVENTION. A well intervention system (10) adapted to be coupled to an underwater wellhead assembly (12) is described. The subsea wellhead assembly has a wellhead, a subsea tree (14) coupled to the wellhead, and a well control unit having a plurality of well control valves coupled to the subsea tree. Intervention system (10) comprises a vessel (44) for storing and employing cabling tooling, first fluid communication means extending between the vessel and a purge fluid supply (57) and a second fluid communication means extending between the vessel and the well control unit at a location above at least one well control valve. In use, purge fluid applied to the vessel via the first fluid communication medium displaces fluid from the vessel to the second fluid communication medium and to the well control unit. Embodiments of the invention are described.

Description

"SISTEMAS DE INTERVENÇÃO DE POÇO E DE USO EM PURGA DE FLUIDO DE UM VASO, E, MÉTODOS PARA PURGAR FLUIDO DE UM VASO E PARA EFETUAR UMA INTERVENÇÃO EM POÇO""SYSTEMS FOR INTERVENTION OF PURPOSE AND FLUID USE OF A VASE, AND METHODS FOR PURGING FLUID FROM A VASE AND TO PERFORM A WELL INTERVENTION"

Campo da InvençãoField of the Invention

A presente invenção refere-se a um sistema de purga, e particularmente, a um sistema de purga para uso, por exemplo, em aplicações e aparelhagem de intervenção de cabeamento submarinas. A presente invenção refere-se, também, a um sistema de intervenção submarina incorporando um sistema de purga, e a um método de intervenção de poço. Fundamentos da InvençãoThe present invention relates to a purge system, and particularly to a purge system for use, for example, in subsea cabling intervention applications and apparatus. The present invention also relates to an underwater intervention system incorporating a purge system, and a well intervention method. Background of the Invention

Na indústria da pesquisa e produção de óleo e gás, muitas operações de poço precisam usar ferramentas que são posicionadas (e, em alguns casos, operadas/controladas) no poço por cabeamento, tais como cabeamentos condutores elétricos ou linhas escorregadias não condutoras, ou similares. Operações de cabeamento podem incluir procedimentos de intervenções de poço tais como perfilagem do poço para estabelecer condições do poço e da formação de um poço em exaustão ou operações corretivas tais como, por exemplo, re-perfuração e bloqueio de água. Existem numerosas ferramentas para uso em vários procedimentos de cabeamento e, convencionalmente, um grande número dessas ferramentas é armazenado no local para serem usadas quando necessário.In the oil and gas research and production industry, many well operations need to use tools that are positioned (and in some cases operated / controlled) in the well by cabling, such as electrical conductive cabling or non-conductive slippery lines, or the like. . Cabling operations may include well intervention procedures such as well profiling to establish well conditions and the formation of an exhaust well, or corrective operations such as re-drilling and blocking water. There are numerous tools for use in various cabling procedures, and conventionally a large number of these tools are stored in place for use when needed.

A última década viu o uso de sistemas submarinos de produção tornarem-se o método preferido para a pesquisa de campos de óleo e gás fora da costa. Na era do desenvolvimento dos sistemas submarinos de produção imaginava-se que as operações de intervenção seriam conduzidas de uma plataforma de perfuração ou navio, via um tubo ascendente marinho e um dispositivo de segurança contra "estouros" (Blow Out Preventer - BOP). De conformidade com essa configuração, as ferramentas para intervenção de cabeamento necessárias eram selecionadas, montadas numa colunaoperacional e, subseqüentemente, posicionadas no poço a partir da plataforma de perfuração ou navio, via tubo ascendente marinho. Porém, o presente Requerente propõe o uso de um sistema de intervenção de poço independente que pode ser posicionado de um vaso leve e acoplado diretamente na cabeça do poço, no fundo do mar o que oferece significativas vantagens. Este sistema de intervenção de poço independente está apresentado nas International Patent Application No. WO 2004/065757 e UK Patent Application No. 0414765, co-pendentes. O sistema de intervenção do Requerente inclui uma câmara de armazenamento dentro da qual podem ser guardadas várias ferramentas de intervenção e cabeamento utilizáveis. Cada ferramenta pode ser selecionada individualmente e subseqüentemente acoplada ao cabeamento para posicionamento direto, no poço, através da cabeça do poço.The past decade has seen the use of subsea production systems become the preferred method for offshore oil and gas field research. In the era of development of subsea production systems, it was thought that intervention operations would be conducted from a drilling rig or ship via a marine riser and a Blow Out Preventer (BOP). In accordance with this configuration, the required cabling intervention tools were selected, mounted on an operating column and subsequently positioned in the well from the drilling rig or ship via the marine riser. However, the present Applicant proposes the use of an independent well intervention system that can be positioned from a light vessel and coupled directly to the wellhead at the bottom of the sea which offers significant advantages. This independent well intervention system is co-pending in International Patent Application No. WO 2004/065757 and UK Patent Application No. 0414765. The Claimant's intervention system includes a storage chamber within which various usable intervention and cabling tools can be stored. Each tool can be individually selected and subsequently coupled to the cabling for direct positioning in the well through the wellhead.

A forma preferencial do sistema de intervenção de poço independente do Requerente é apresentada para um poço com fluido quando em operação. Do mesmo modo deve-se considerar como conter e controlar este fluido no poço quando o sistema de intervenção for retirado da cabeça de poço e devolvido à superfície. Se o fluido do poço tiver que ser contido dentro do sistema de intervenção e levado à superfície, então, devem ser disponibilizados, ao nível da superfície, equipamentos apropriados para extrair, com segurança, o fluido do poço do sistema de intervenção e em seguida, armazená-lo ou descartá-lo. Isso é particularmente complexo já que o fluido do poço contem, geralmente, uma proporção de gás e por isso, o equipamento da superfície deve ser capaz de, com segurança, permitir a remoção e descarte seguro de fluidos de poço multi-fases o que pode ser perigoso nas condições atmosféricas. Mais ainda, o equipamento de superfície adicional necessário precisará de um local dedicado na área da planta o que, numa plataforma fora da costa ou embarcação de perfuração/produção é um prêmio.The preferred form of the Applicant's independent well intervention system is presented for a fluid well when in operation. Also consider how to contain and control this fluid in the well when the intervention system is removed from the wellhead and returned to the surface. If well fluid is to be contained within the intervention system and brought to the surface, then appropriate surface equipment must be provided to safely extract the well fluid from the intervention system and then store it or dispose of it. This is particularly complex as well fluid generally contains a proportion of gas and therefore surface equipment must be able to safely allow the safe removal and disposal of multi-phase well fluids which can be dangerous under atmospheric conditions. In addition, the additional surface equipment required will need a dedicated site in the plant area which, on an offshore platform or drilling / production vessel is a prize.

Uma técnica anterior, WO 01/25593 Al, mostra umdispositivo de lubrificação submarino que pode purgar fluidos de um alojamento de ferramenta para uma tubulação de fluxo da produção. O dispositivo de lubrificação da WO 01/25593 Al é necessário para conter os fluidos do poço durante operações de cabeamento quando o cabeamento se estende do nível da superfície até o lubrificador para encaixar uma ferramenta de cabeamento que será posicionada no poço. Por outro lado, no sistema de intervenção de poço independente do Requerente o cabeamento é totalmente suprido numa locação submarina e fica exposto às condições do poço. Por isso, o sistema de intervenção do Requerente não requer o uso de um lubrificador. O dispositivo da WO 01/25593 Al inclui um alojamento de ferramenta fixado a um dispositivo de prevenção contra "estouros" (Blow Out Preventer - BOP) que, por sua vez, é fixado numa árvore de natal. O BOP inclui várias válvulas para serem usadas no controle do fluido. Uma linha de interligação é fornecida entre o alojamento de ferramenta e um meio conector que é usado para fixar o BOP à árvore de natal de modo que as válvulas no BOP possam ser contornadas. O fluido é deslocado do alojamento de ferramenta através de uma linha de interligação para o meio conector. Assim, o fluido purgado contorna o BOP. E fornecido um sistema separado para deslocar os fluidos do BOP.A prior art, WO 01/25593 A1, shows an subsea lubrication device that can purge fluids from a tool housing to a production flow pipe. The lubricating device of WO 01/25593 Al is required to contain well fluids during cabling operations when cabling extends from surface level to the lubricator to engage a cabling tool that will be positioned in the well. On the other hand, in the applicant's independent well intervention system the cabling is fully supplied at an underwater location and is exposed to well conditions. Therefore, the Claimant's intervention system does not require the use of a lubricator. The device of WO 01/25593 A1 includes a tool housing attached to a Blow Out Preventer (BOP) which is in turn attached to a Christmas tree. The BOP includes several valves for use in fluid control. An interconnect line is provided between the tool housing and a connector half that is used to secure the BOP to the Christmas tree so that the valves in the BOP can be bypassed. Fluid is displaced from the tool housing via an interconnect line to the connector half. Thus, the purged fluid bypasses the BOP. A separate system for displacing BOP fluids is provided.

Entre os objetivos da presente invenção está eliminar ou, pelo menos, mitigar o que foi apresentado acima e outras desvantagens, oferecendo um sistema para uso na purga de um fluido de uma aparelhagem adaptada para ser acoplada a uma cabeça de poço submarina.It is an object of the present invention to eliminate or at least mitigate the above and other disadvantages by providing a system for use in the purge of a fluid from an apparatus adapted to be coupled to an underwater wellhead.

Sumário da InvençãoSummary of the Invention

De acordo com um primeiro aspecto da presente invenção é apresentado um sistema de intervenção de poço adaptado para ser acoplado a um conjunto de cabeça de poço submarino incluindo uma árvore submarina acoplada a uma cabeça de poço e uma unidade de controle de poço acoplada à árvore submarina onde a unidade de controle de poço inclui uma pluralidadede meios de válvula de controle de poço, o mencionado sistema compreendendo:According to a first aspect of the present invention there is provided a well intervention system adapted to be coupled to a subsea wellhead assembly including a subsea tree coupled to a wellhead and a well control coupled to the subsea tree. wherein the well control unit includes a plurality of well control valve means, said system comprising:

um vaso para uso no armazenamento e emprego de ferramental de cabeamento, o mencionado vaso adaptado para ficar exposto aos fluidos do poço quando em uso;a vessel for use in storage and use of cabling tools, said vessel adapted to be exposed to well fluids when in use;

primeiro meio de comunicação fluida adaptado para se estender entre um suprimento de fluido de purga e o vaso; efirst fluid communication means adapted to extend between a purge fluid supply and the vessel; and

segundo meio de comunicação fluida adaptado para se estender entre o vaso e a unidade de controle de poço em uma localização acima de, pelo menos, um dos meios de válvula de controle de poço;a second fluid communication means adapted to extend between the vessel and the well control unit at a location above at least one of the well control valve means;

onde, no uso, o fluido de purga suprido ao vaso via o primeiro meio de comunicação fluida desloca fluido do vaso para o segundo meio de comunicação fluida e para a unidade de controle de poço.where, in use, the purge fluid supplied to the vessel via the first fluid communication medium moves fluid from the vessel to the second fluid communication medium and to the well control unit.

O sistema de intervenção da presente invenção é, por conseguinte adaptado para simultaneamente purgar fluido do vaso, e pelo menos, de uma porção da unidade de controle de poço. Com isso, a presente invenção elimina a necessidade do fornecimento de aparelhagem, para purga, em separado ou pelo menos minimiza a medida na qual uma aparelhagem para purga, em separado, é necessária para purgar o fluido contido na unidade de controle de poço. Vantajosamente, uma vez que o fluido dentro do vaso tenha sido retirado, o sistema de intervenção, e opcionalmente, a unidade de controle de poço podem ser destacados do conjunto de cabeça de poço e retornados à superfície.The intervention system of the present invention is therefore adapted to simultaneously purge fluid from the vessel, and at least from a portion of the well control unit. Accordingly, the present invention eliminates the need to provide separate purge apparatus or at least minimizes the extent to which a separate purge apparatus is required to purge the fluid contained in the well control unit. Advantageously, once the fluid within the vessel has been withdrawn, the intervention system, and optionally, the well control unit may be detached from the wellhead assembly and returned to the surface.

Preferencialmente, o sistema, quando em uso, direciona o fluido deslocado do vaso para uma saída do fluido de produção na árvore submarina. Do mesmo modo, os fluidos purgados podem ser deslocados para a superfície via um tubo ascendente marinho de produção, convencional, e então manipulados usando-se equipamentos de manipulação de fluidos de produção convencionais. Com isso, esse arranjo elimina a necessidade dofornecimento de equipamento de manipulação de fluido adicional na superfície, que é dedicada à manipulação dos fluidos purgados. De preferência, os fluidos deslocados são direcionados através de uma passagem para fluido dentro do conjunto de cabeça de poço no qual o vaso é acoplado. A passagem para fluido dentro do conjunto de cabeça de poço pode ser definida por um furo de fluido de produção que se comunica com a saída de fluido de produção da árvore submarina. A passagem para fluido dentro do conjunto de cabeça de poço pode ser definida por um furo de fluido de produção e uma linha de fluxo de interligação da árvore submarina onde a linha de fluxo de interligação se comunica com a saída do fluido de produção.Preferably, the system, when in use, directs the displaced fluid from the vessel to a production fluid outlet in the subsea tree. Likewise, the purged fluids may be displaced to the surface via a conventional production marine riser, and then manipulated using conventional production fluid handling equipment. Thus, this arrangement eliminates the need for the provision of additional surface handling equipment which is dedicated to handling the purged fluids. Preferably, the displaced fluids are directed through a fluid passageway within the wellhead assembly to which the vessel is coupled. The fluid passage within the wellhead assembly may be defined by a production fluid bore that communicates with the production fluid outlet of the subsea tree. The fluid passageway within the wellhead assembly may be defined by a production fluid bore and an underwater tree interconnect flow line where the interconnect flow line communicates with the production fluid outlet.

Alternativamente o fluido deslocado pode ser direcionado para o poço. Também de modo alternativo, o fluido deslocado pode ser escoado para a superfície via um trajeto de fluxo dedicado.Alternatively the displaced fluid may be directed to the well. Alternatively, the displaced fluid may be drained to the surface via a dedicated flow path.

Num modo de realização da presente invenção o suprimento de fluido de purga pode ser um contêiner ou vaso localizado ao nível da superfície e o primeiro meio de comunicação fluida pode se estender do contêiner, na superfície, para o vaso. Num modo de realização alternativo da presente invenção o suprimento de fluido de purga pode ser um contêiner ou vaso localizado submarinamente, e de preferência, adjacente ou próximo do vaso e da cabeça de poço. Neste modo de realização o suprimento de fluido de purga pode ser montado em patins e com mais vantagem, num Veículo Operado Remotamente (Remotely Operated Vehicle - ROV), sobre patins, para permitir o posicionamento dinâmico e controle da localização do suprimento de fluido de purga. Alternativamente o suprimento de fluido de purga pode se direta, ou indiretamente, montado no vaso.In one embodiment of the present invention the purge fluid supply may be a container or vessel located at surface level and the first fluid communication means may extend from the container at the surface to the vessel. In an alternative embodiment of the present invention the purge fluid supply may be a container or vessel located underwater, and preferably adjacent to or near the vessel and wellhead. In this embodiment the purge fluid supply may be more skid-mounted to a Remotely Operated Vehicle (ROV) on skids to allow dynamic positioning and control of the location of the purge fluid supply. . Alternatively the purge fluid supply may be directly or indirectly mounted in the vessel.

De preferência o suprimento de fluido de purga compreende um volume conhecido do fluido de purga que pode ser selecionado para deslocar o volume necessário de fluido do vaso. Vantajosamente o suprimento de fluido de purga contem fluido suficiente para perfazer pelo menos uma epreferencialmente uma pluralidade de operações de purga.Preferably the purge fluid supply comprises a known volume of purge fluid that may be selected to displace the required volume of fluid from the vessel. Advantageously, the purge fluid supply contains sufficient fluid to perform at least one preferably a plurality of purge operations.

O fluido de purga pode ser glicol ou uma mistura apropriada de água e glicol. Vantajosamente o glicol ajuda a impedir ou minimizar substancialmente a formação de hidratos. Deve-se notar que outros fluidos inibidores de hidratos tais como metanol ou MEG (Metil Etil Glicol) podem ser usados como alternativas.The purge fluid may be glycol or an appropriate mixture of water and glycol. Advantageously glycol helps to prevent or substantially minimize hydrate formation. It should be noted that other hydrate inhibiting fluids such as methanol or MEG (Methyl Ethyl Glycol) may be used as alternatives.

De preferência o vaso define um furo central que, quando em uso, se estende em direção ao conjunto de cabeça de poço e que é alinhada coaxialmente com um furo traspassante do conjunto de cabeça de poço quando o sistema de intervenção estiver acoplado a ele.Preferably the vessel defines a central bore which, when in use, extends toward the wellhead assembly and which is coaxially aligned with a through hole of the wellhead assembly when the intervention system is coupled thereto.

Preferencialmente, o vaso do sistema de intervenção inclui uma câmara para armazenagem de ferramenta. Convenientemente a câmara de armazenagem de ferramenta inclui uma pluralidade de meios de fixação para as ferramentas armazenadas, capazes de reter uma ferramenta determinada numa posição de armazenamento e de movimentar, seletivamente, a mencionada ferramenta para uma posição de utilização onde ela possa ser acoplada ou desacoplada a uma ferramenta de conexão de cabeamento, por cima. Vantajosamente a câmara de armazenamento de ferramenta define uma porção do furo central do vaso. Convenientemente, uma ferramenta, quando posicionada em posição de uso por um meio fixador da ferramenta armazenada pode ser significativamente alinhada com o furo central do vaso de modo que ela também fique substancialmente alinhada com o furo traspassante do conjunto de cabeça de poço. Dessa maneira a ferramenta pode ser prontamente posicionada, através do conjunto de cabeça de poço, no poço.Preferably, the intervention system vessel includes a tool storage chamber. Conveniently the tool storage chamber includes a plurality of stored tool clamping means capable of holding a particular tool in a storage position and selectively moving said tool to a position of use where it may be coupled or uncoupled. to a cabling connection tool from above. Advantageously the tool storage chamber defines a portion of the central hole of the vessel. Conveniently, a tool when positioned in use position by a stored tool holding means may be significantly aligned with the central hole of the vessel so that it is also substantially aligned with the through hole of the wellhead assembly. In this way the tool can be readily positioned through the wellhead assembly into the well.

Num modo de realização preferido o vaso do sistema de intervenção de poço também inclui um conjunto de guincho de cabeamento como o apresentado na UK Application no. 0419781.0, co-pendente, do Requerente. Vantajosamente o conjunto de guincho inclui um alojamento parao guincho dentro do qual se localiza um tambor de guincho de cabeamento montado próximo ao furo central do vaso. De preferência o conjunto de guincho localiza-se acima da câmara de armazenamento de ferramenta. Produtivamente o alojamento do guincho determina uma cavidade do guincho dentro da qual o tambor do guincho se localiza e que, quando em uso, o cabeamento do tambor do guincho sai da cavidade do guincho, se estende para cima por um primeiro tubo ou tubo ascendente, passa por uma roldana superior e se estende para baixo por um segundo tubo ou tubo ascendente para o furo central do vaso. Do mesmo modo, a cavidade do guincho, quando em uso, também fica exposta aos fluidos do poço via furo central e primeiro e segundo tubos.In a preferred embodiment the well intervention system vessel also includes a cabling winch assembly as disclosed in UK Application no. 0419781.0, co-pending, by the Applicant. Advantageously the winch assembly includes a winch housing within which is located a cabling winch drum mounted near the central bore of the vessel. Preferably the winch assembly is located above the tool storage chamber. Productively the winch housing determines a winch cavity within which the winch drum is located and that, when in use, the winch drum cabling exits the winch cavity, extends upward by a first or riser tube, passes through an upper pulley and extends downward through a second pipe or rising pipe into the central hole of the vessel. Similarly, the winch cavity, when in use, is also exposed to well fluids via the central bore and first and second pipes.

De preferência o primeiro meio de comunicação fluida é adaptado para ser acoplado ao vaso numa posição abaixo da câmara de armazenagem de ferramenta e do conjunto de guincho. Assim, o fluido de purga pode passar pelo furo central do vaso, câmara de ferramenta e cavidade do guincho para daí deslocar o fluido do poço. De maneira vantajosa é definido um conduto de interligação para o fluido entre o furo central do vaso e a cavidade do guincho de modo que o fluido de purga possa fluir do furo central para a cavidade do guincho para daí deslocar os fluidos.Preferably the first fluid communication means is adapted to be coupled to the vessel at a position below the tool storage chamber and winch assembly. Thus, the purge fluid may pass through the central bore of the vessel, tool chamber and winch cavity to displace the fluid from the well. Advantageously, an interconnecting fluid conduit is defined between the vessel's central bore and the winch cavity so that the purge fluid can flow from the central bore to the winch cavity to displace the fluids therefrom.

O segundo meio de comunicação fluida é, de preferência, adaptado para se estender entre uma porção superior do vaso, acima da câmara de armazenagem de ferramenta e do conjunto de guincho, e a unidade de controle do poço. Desse modo o segundo meio de comunicação fluida, quando em uso, direciona o fluido de uma porção superior do vaso para o conjunto de cabeça de poço numa localização posicionada abaixo do vaso. Mais preferencialmente, o segundo meio de comunicação fluida é adaptado para se estender entre a roldana superior do conjunto de guincho e o conjunto de cabeça de poço.The second fluid communication means is preferably adapted to extend between an upper portion of the vessel, above the tool storage chamber and winch assembly, and the well control unit. Thereby the second fluid communication means, when in use, directs fluid from an upper portion of the vessel to the wellhead assembly at a location positioned below the vessel. More preferably, the second fluid communication means is adapted to extend between the upper pulley of the winch assembly and the wellhead assembly.

De preferência o sistema de intervenção também inclui meiosde isolamento do fluxo para controlar o fluxo do fluido.Preferably the intervention system also includes flow isolation means for controlling fluid flow.

Vantajosamente o sistema inclui um meio primário de isolamento para remover a comunicação com o poço. O meio primário de isolamento pode ser uma válvula de segurança de sub-superfície (SSSV) localizada dentro da cabeça de poço. A SSSV é bem conhecida no meio.Advantageously the system includes a primary isolation means for removing communication with the well. The primary isolation medium may be a subsurface safety valve (SSSV) located within the wellhead. SSSV is well known in the environment.

De preferência, o sistema inclui meios de isolamento do fluido do poço para, seletivamente, impedir o fluxo do fluido do poço para o vaso e através da saída do fluido de produção da árvore submarina. Num modo de realização da presente invenção o meio de isolamento do fluido do poço pode incluir um meio de válvula única, tal como uma válvula de esfera ou um tampão de furo ou similar. O meio de válvula única pode ser uma válvula mestre de produção. Neste modo de realização o meio de válvula única, quando em uso, impede, seletivamente, o fluxo do fluido do poço tanto para o vaso, quanto através da saída do fluido de produção da árvore submarina. De maneira conveniente, este arranjo particular, é apropriadamente vantajoso para o uso na purga de um vaso de um sistema de intervenção adaptado para ser acoplado a um conjunto de cabeça de poço incorporando uma configuração da árvore submarina com dois furos, bastante conhecida no meio. Tal árvore submarina com dois furos é conhecida convencionalmente como uma árvore submarina vertical.Preferably, the system includes well fluid isolation means for selectively preventing flow of well fluid to the vessel and through the outflow of production fluid from the subsea tree. In one embodiment of the present invention the well fluid isolation means may include a single valve means such as a ball valve or a bore plug or the like. The single valve means may be a production master valve. In this embodiment the single valve means, when in use, selectively prevents flow of fluid from the well both to the vessel and through the outflow of production fluid from the subsea tree. Conveniently, this particular arrangement is suitably advantageous for use in purging a vessel of an intervention system adapted to be coupled to a wellhead assembly incorporating a well-known two-hole underwater tree configuration. Such a two-hole undersea tree is conventionally known as a vertical undersea tree.

Num modo de realização alternativo os meios de isolamento do fluido do poço podem incluir um primeiro meio de isolamento para impedir, seletivamente, o fluxo dos fluidos do poço para o vaso e um segundo meio de isolamento para impedir, seletivamente, o fluxo dos fluidos do poço para a saída do fluido de produção da árvore submarina. Vantajosamente, os primeiro e segundo meios de isolamento podem incluir, cada um deles, meios de válvulas, tal como uma válvula de esfera ou similar, ou podem, alternativamente, incluir um tampão, ou similar. Num modo de realização preferido, o primeiro meio de isolamento é uma válvula mestre de produção eo segundo meio de isolamento é um tampão de suspensor de tubulação. De maneira conveniente esse arranjo particular é apropriadamente vantajoso no uso da purga de um vaso de um sistema de intervenção adaptado para ser acoplado a um conjunto de cabeça de poço incorporando uma configuração de árvore submarina de furo único, bastante conhecida no meio. Esta árvore submarina de furo único é convencionalmente conhecida como uma árvore submarina horizontal.In an alternate embodiment the well fluid isolation means may include a first isolation means for selectively preventing flow of fluids from the well to the vessel and a second isolation means for selectively preventing the flow of fluid from the well. well for producing fluid from the subsea tree. Advantageously, the first and second isolation means may each include valve means, such as a ball valve or the like, or may alternatively include a plug or the like. In a preferred embodiment, the first isolation means is a master production valve and the second isolation means is a pipe hanger cap. Conveniently this particular arrangement is suitably advantageous in the use of a vessel purge of an intervention system adapted to be coupled to a wellhead assembly incorporating a well-known single-hole submarine tree configuration. This single hole subsea tree is conventionally known as a horizontal subsea tree.

Em modos de realização preferidos da presente invenção os meios de isolamento do fluido do poço são incluídos na árvore submarina do conjunto de cabeça de poço no qual o sistema de intervenção é acoplado. Vantajosamente, os meios de isolamento do fluido do poço da presente invenção podem incluir meios de válvula existentes dentro da árvore submarina de modo que a presente invenção possa vantajosamente utilizar as configurações do conjunto de cabeça de poço existentes.In preferred embodiments of the present invention the well fluid isolation means is included in the subsea tree of the wellhead assembly to which the intervention system is coupled. Advantageously, the well fluid isolation means of the present invention may include valve means existing within the subsea tree so that the present invention may advantageously utilize the existing wellhead assembly configurations.

Preferencialmente, o sistema inclui meios de isolamento do fluido, no anulo do poço, adaptados para seletivamente impedirem o fluxo do fluido ou para o anulo, a partir do sistema de intervenção ou do conjunto de cabeça de poço, ou alternativamente, do anulo para o conjunto de cabeça de poço e/ou sistema de intervenção. Vantajosamente,, os meios de isolamento do fluido no anulo do poço podem ser incluídos no conjunto de cabeça de poço e, preferencialmente, na árvore submarina. Providencialmente os meios de isolamento do fluido no anulo podem incluir meios de válvulas existentes dentro do conjunto de cabeça de poço.Preferably, the system includes fluid isolation means in the well annulus adapted to selectively prevent fluid flow to or from the annulus from the intervention system or wellhead assembly or alternatively from the annulus to the annulus. wellhead assembly and / or intervention system. Advantageously, the fluid isolation means in the well annulus may be included in the wellhead assembly and preferably in the subsea tree. Providentially the fluid isolation means in the annulus may include valve means within the wellhead assembly.

Preferencialmente o sistema da presente invenção compreende meios de isolamento do vaso adaptados para serem usados no isolamento seletivo do vaso do sistema de intervenção, do conjunto de cabeça de poço, ao qual ele está acoplado. Vantajosamente, quando em uso, os meios de isolamento do vaso podem impedir que o fluido de purga provido ao vaso via primeiro meio de comunicação fluida se desvie do vaso e flua para o conjuntode cabeça de poço. Somando-se a isso, os meios de isolamento do vaso quando em uso, vantajosamente impedem que o fluido purgado do vaso retorne ao vaso via segundo meio de comunicação fluida. Os meios de isolamento do vaso podem incluir meios de válvula, como uma válvula de esfera ou similar. Vantajosamente os meios de isolamento de vaso podem ser posicionados dentro da unidade de controle de poço do conjunto de cabeça de poço. Também, preferencialmente, os meios de isolamento do vaso incluem meios de válvula existentes dentro do conjunto de cabeça de poço ao qual, o vaso a ser purgado está acoplado. Alternativamente, os meios de isolamento do vaso podem ser providos dentro do vaso a ser purgado.Preferably the system of the present invention comprises vessel isolation means adapted for use in selective isolation of the intervention system vessel from the wellhead assembly to which it is coupled. Advantageously, when in use, the vessel isolation means may prevent the purge fluid provided to the vessel via the first fluid communication medium from drifting from the vessel and flowing into the wellhead assembly. In addition, the vessel isolation means when in use advantageously prevents the purged fluid from the vessel from returning to the vessel via a second fluid communication medium. The vessel isolation means may include valve means, such as a ball valve or the like. Advantageously the vessel isolation means may be positioned within the well control assembly of the wellhead assembly. Also preferably, the vessel isolation means includes valve means within the wellhead assembly to which the vessel to be purged is coupled. Alternatively, vessel isolation means may be provided within the vessel to be purged.

Vantajosamente, o sistema também pode incluir meios de fechamento para a retenção do fluido de purga dentro do vaso uma vez que a purga tenha sido efetuada de modo que os meios de fechamento possam ser ativados quando o sistema de intervenção tenha que ser destacado da cabeça de poço e retornado à superfície.Advantageously, the system may also include closure means for retaining the purge fluid within the vessel once the purge has been effected so that the closure means may be activated when the intervention system has to be detached from the scrub head. well and returned to the surface.

Preferencialmente, o sistema da presente invenção compreende meios de válvula sem retorno para impedir o retorno do fluido purgado de volta ou em direção ao vaso. Vantajosamente, num modo de realização os meios de válvula sem retorno estão incluídos no segundo meio de comunicação fluida.Preferably, the system of the present invention comprises non-return valve means for preventing return of the purged fluid back or toward the vessel. Advantageously, in one embodiment the non-return valve means are included in the second fluid communication means.

Vantajosamente, o primeiro meio de comunicação fluida inclui um conduto de fluido ou umbilical, tal como uma tubulação embobinada ou similar que se estende entre o suprimento de fluido de purga e o vaso a ser purgado.Advantageously, the first fluid communication means includes a fluid or umbilical conduit, such as a coiled tubing or the like extending between the purge fluid supply and the vessel to be purged.

Preferencialmente, o segundo meio de comunicação fluida inclui um conduto de fluido ou umbilical ou similar que se estende entre o vaso a ser purgado e a unidade de controle de poço do conjunto de cabeça de poço.Preferably, the second fluid communication means includes a fluid or umbilical conduit or the like extending between the vessel to be purged and the wellhead assembly of the wellhead assembly.

De acordo com um segundo aspecto da presente invenção, éincluído um sistema para ser usado na purga de fluido de um vaso adaptado para ser acoplado a um conjunto de cabeça de poço submarino incluindo uma árvore submarina acoplada a uma cabeça de poço e uma unidade de controle de poço acoplada à árvore submarina onde a unidade de controle de poço inclui uma pluralidade de meios de válvulas de controle, o mencionado sistema compreendendo:According to a second aspect of the present invention there is included a system for use in a vessel purge fluid adapted to be coupled to an underwater wellhead assembly including an underwater tree coupled to a wellhead and a control unit. well connected to the subsea tree where the well control unit includes a plurality of control valve means, said system comprising:

primeiro meio de comunicação fluida adaptado para se estender entre um suprimento de fluido de purga e o vaso a ser purgado; efirst fluid communication means adapted to extend between a purge fluid supply and the vessel to be purged; and

segundo meio de comunicação fluida adaptado para se estender entre o vaso a ser purgado e a unidade de controle de poço numa localização acima de, pelo menos, um dos meios de válvula de controle do poço;a second fluid communication means adapted to extend between the vessel to be purged and the well control unit at a location above at least one of the well control valve means;

onde, quando em uso, o fluido de purga suprido ao vaso via primeiro meio de comunicação fluida desloca fluido do vaso para o segundo meio de comunicação fluida e para a unidade de controle de poço.where, when in use, the purge fluid supplied to the vessel via the first fluid communication medium moves fluid from the vessel to the second fluid communication medium and to the well control unit.

O sistema de purga da presente invenção é, desse modo, adaptado para, simultaneamente, purgar fluido do vaso e de, pelo menos, uma porção da unidade de controle de poço. Assim, a presente invenção elimina a necessidade da inclusão de aparelhagem para purga em separado ou, pelo menos, minimiza a extensão na qual uma aparelhagem para purga, em separado é necessária de modo a purgar o fluido contido dentro da unidade de controle de poço. Vantajosamente, uma vez que o fluido dentro do vaso tenha sido deslocado, o vaso e opcionalmente, a unidade de controle de poço podem ser destacadas do conjunto de cabeça de poço e retornados à superfície.The purge system of the present invention is thus adapted to simultaneously purge fluid from the vessel and from at least a portion of the well control unit. Thus, the present invention eliminates the need for the inclusion of separate purge apparatus or at least minimizes the extent to which a separate purge apparatus is required to purge the fluid contained within the well control unit. Advantageously, once the fluid within the vessel has been displaced, the vessel and optionally the well control unit may be detached from the wellhead assembly and returned to the surface.

Preferencialmente, o sistema, quando em uso, direciona o fluido deslocado do vaso para uma saída de fluido de produção definida na árvore submarina. Do mesmo modo, os fluidos purgados podem ser escoados para a superfície via um tubo ascendente marinho de produção, convencional, e, então, manipulados usando-se equipamento de manipulação de fluido deprodução convencional. Esse arranjo elimina, desse modo, a necessidade de inclusão de equipamento para manipulação de fluido adicional, na superfície, que é dedicada à manipulação dos fluidos purgados. De preferência, os fluidos deslocados são direcionados através de uma passagem de fluido dentro do conjunto de cabeça de poço ao qual o vaso é acoplado. A passagem de fluido dentro do conjunto de cabeça de poço pode ser definida por um furo de fluido de produção que se comunica com a saída de fluido de produção da árvore submarina. A passagem de fluido dentro do conjunto de cabeça de poço pode ser definida por um furo de fluido de produção e uma linha de fluxo de interligação da árvore submarina onde a linha de fluxo de interligação se comunica com a saída de fluido de produção.Preferably, the system, when in use, directs the displaced fluid from the vessel to a production fluid outlet defined in the subsea tree. Similarly, the purged fluids may be drained to the surface via a conventional production marine riser, and then manipulated using conventional production fluid handling equipment. This arrangement thus eliminates the need for inclusion of additional fluid handling equipment on the surface which is dedicated to handling the purged fluids. Preferably, the displaced fluids are directed through a fluid passageway within the wellhead assembly to which the vessel is coupled. Fluid passage within the wellhead assembly may be defined by a production fluid bore that communicates with the production fluid outlet of the subsea tree. Fluid passage within the wellhead assembly may be defined by a production fluid bore and an underwater tree interconnect flow line where the interconnect flow line communicates with the production fluid outlet.

Alternativamente, o fluido deslocado pode ser direcionado para o poço. Também, de modo alternativo, o fluido deslocado pode ser escoado para a superfície via um trajeto de fluxo dedicado.Alternatively, the displaced fluid may be directed to the well. Alternatively, the displaced fluid may also flow to the surface via a dedicated flow path.

Num modo de realização da presente invenção o suprimento de fluido de purga pode ser um contêiner ou vaso localizado ao nível da superfície e o primeiro meio de comunicação fluida pode se estender do contêiner, na superfície, para o vaso. Num modo de realização alternativo da presente invenção, o suprimento de fluido de purga pode ser um contêiner ou vaso localizado submarinamente e, de preferência, adjacente ou próximo do vaso e da cabeça de poço. Neste modo de realização o suprimento de fluido de purga pode ser montado em patins e mais vantajosamente, num Veículo Operado Remotamente (Remotely Operated Vehicle - ROV), sobre patins, para permitir o posicionamento dinâmico e controle da localização dosuprimento de fluido de purga. Alternativamente, o suprimento de fluido de purga pode ser direta ou indiretamente montado no vaso.In one embodiment of the present invention the purge fluid supply may be a container or vessel located at surface level and the first fluid communication means may extend from the container at the surface to the vessel. In an alternate embodiment of the present invention, the purge fluid supply may be a container or vessel located underwater and preferably adjacent to or near the vessel and wellhead. In this embodiment the purge fluid supply may be skid mounted and more advantageously to a Remotely Operated Vehicle (ROV) on skates to allow dynamic positioning and control of the location of the purge fluid supply. Alternatively, the purge fluid supply may be directly or indirectly mounted to the vessel.

Preferencialmente o suprimento de fluido de purga inclui um volume conhecido de fluido de purga que pode ser selecionado para deslocar, do vaso, o volume de fluido necessário. Vantajosamente, o suprimento defluido de purga inclui fluido suficiente para efetuar, pelo menos, uma e, dePreferably the purge fluid supply includes a known volume of purge fluid that can be selected to displace the required fluid volume from the vessel. Advantageously, the purging fluid supply includes sufficient fluid to effect at least one and preferably

preferência, uma pluralidade de operações de purga.preferably a plurality of purge operations.

O fluido de purga pode ser glicol ou uma mistura apropriada de água e glicol. Vantajosamente o glicol ajuda a impedir ou substancialmente minimizar a formação de hidratos. Deve-se notar que outros fluidos inibidores de hidratos tais como metanol ou MEG (Metil Etil Glicol) podem ser, alternativamente, usados.The purge fluid may be glycol or an appropriate mixture of water and glycol. Advantageously the glycol helps to prevent or substantially minimize hydrate formation. It should be noted that other hydrate inhibiting fluids such as methanol or MEG (Methyl Ethyl Glycol) may alternatively be used.

Preferencialmente o sistema inclui um arranjo com uma placa alinhadora montada no vaso e adaptada para permitir que o primeiro meio de comunicação fluida seja acoplado ao vaso. Vantajosamente, o arranjo com a placa alinhadora pode ser adaptado para, seletivamente, permitir o fluxo do fluido entre o primeiro meio de comunicação fluida e o vaso de modo que o fluxo do fluido possa ser impedido pela placa alinhadora quando não houver necessidade de purga ou permitido, quando houver necessidade de purga. Com isso, permitindo-se seletivamente o fluxo do fluido entre o primeiro meio de comunicação fluida e o vaso, um fluxo inadvertido do fluido do vaso para o suprimento de fluido de purga será impedido ou, pelo menos,minimizado.Preferably the system includes an arrangement with a vessel-mounted aligning plate adapted to allow the first fluid communication means to be coupled to the vessel. Advantageously, the arrangement with the aligning plate may be adapted to selectively allow fluid flow between the first fluid communication medium and the vessel so that fluid flow may be impeded by the aligning plate when no need for purging or allowed when purging is required. By thereby selectively allowing fluid flow between the first fluid communication medium and the vessel, an inadvertent flow of vessel fluid to the purge fluid supply will be prevented or at least minimized.

Em modos de realização da presente invenção o arranjo com uma placa alinhadora pode incluir uma primeira e uma segunda placas alinhadoras adaptadas para serem montadas no vaso, onde o primeiro meio de comunicação fluida é adaptado para ser acoplado à primeira placa alinhadora quando não for necessária a purga e reconfigurado para ser acoplado à segunda placa alinhadora quando for necessária purga do vaso. Vantajosamente, a primeira placa alinhadora, quando em uso, é adaptada para, pelo menos, impedir o fluxo do fluido entre o vaso e o primeiro meio de comunicação fluida e a segunda placa de alinhamento, quando em uso, é adaptada para permitir o fluxo do fluido entre o primeiro meio de comunicação fluida e o vaso quando acoplada nele. Providencialmente, asegunda placa de alinhamento é adaptada para permitir comunicação seletiva do fluido entre o primeiro meio de comunicação fluida e o vaso quando acoplada a ele. O acoplamento do primeiro meio de comunicação fluida à primeira placa de alinhamento, quando não for necessária a purga, mantém o primeiro meio de comunicação fluida facilmente acessível enquanto impede qualquer troca de fluido entre o vaso e o primeiro meio de comunicação fluida.In embodiments of the present invention the arrangement with a aligning plate may include a first and a second aligning plate adapted to be mounted on the vessel, wherein the first fluid communication means is adapted to be coupled to the first aligning plate when no need is provided. bleed and reconfigured to be attached to the second aligning plate when vessel bleed is required. Advantageously, the first aligning plate, when in use, is adapted to at least impede the flow of fluid between the vessel and the first fluid communication medium and the second alignment plate, when in use, is adapted to permit flow. fluid flow between the first fluid communication medium and the vessel when coupled therein. Providentially, the second alignment plate is adapted to allow selective fluid communication between the first fluid communication medium and the vessel when coupled thereto. Coupling the first fluid communication medium to the first alignment plate, when no purging is required, keeps the first fluid communication medium easily accessible while preventing any fluid exchange between the vessel and the first fluid communication medium.

Quando a purga for necessária, o primeiro meio de comunicação fluida pode ser destacado da primeira placa de alinhamento, uma barreira ao fluxo do fluido do poço é posicionada e o primeiro meio de comunicação fluida será, subseqüentemente, acoplado à segunda placa de alinhamento. Vantajosamente o primeiro meio de comunicação fluida pode ser movido e reconfigurado entre as primeira e segunda placas de alinhamento por um Veículo Operado Remotamente (Remotely Operated Vehicle - ROV) controlado da superfície. Alternativamente, o primeiro meio de comunicação fluida pode ser reconfigurado por um sistema ou mecanismo de controle de atuação mecanizada que pode ser parte da aparelhagem da presente invenção.When purging is required, the first fluid communication means may be detached from the first alignment plate, a well fluid flow barrier is positioned and the first fluid communication means will subsequently be coupled to the second alignment plate. Advantageously, the first fluid communication means may be moved and reconfigured between the first and second alignment plates by a surface controlled Remotely Operated Vehicle (ROV). Alternatively, the first fluid communication means may be reconfigured by a mechanized actuation control system or mechanism that may be part of the apparatus of the present invention.

Preferencialmente, o sistema da presente invenção também inclui meios de isolamento do fluxo para controlar o fluxo do fluido.Preferably, the system of the present invention also includes flow isolation means for controlling fluid flow.

Vantajosamente, o sistema inclui um meio de isolamento primário para remover a comunicação com o poço. O meio de isolamento primário pode ser uma válvula de segurança de sub-superfície (SSSV) localizada dentro da cabeça de poço. A SSSV é bem conhecida no meio.Advantageously, the system includes a primary isolation means for removing communication with the well. The primary isolation medium may be a subsurface safety valve (SSSV) located within the wellhead. SSSV is well known in the environment.

Preferencialmente o sistema inclui meios de isolamento para impedir, seletivamente, o fluxo do fluido do poço para o vaso e através da saída de fluido de produção da árvore submarina. Num modo de realização da presente invenção o meio de isolamento de fluido do poço pode incluir um meio de válvula única, como uma válvula de esfera, um tampão de poço, ou similar. O meio de válvula única pode ser uma válvula mestre de produção.Neste modo de realização o meio de válvula única, quando em uso, impede, seletivamente, o fluxo do fluido do poço tanto para o vaso, quanto através da saída de fluido de produção da árvore submarina. Convenientemente, este arranjo particular é apropriadamente vantajoso para uso na purga de um vaso adaptado para ser acoplado a um conjunto de cabeça de poço que incorpore uma configuração de árvore submarina de dois furos, bastante conhecida no meio. Esta árvore submarina de dois furos é conhecida, convencionalmente, como árvore submarina vertical.Preferably the system includes isolation means for selectively preventing flow of fluid from the well to the vessel and through the production fluid outlet from the subsea tree. In one embodiment of the present invention the well fluid isolation means may include a single valve means such as a ball valve, a well cap, or the like. The single valve means may be a production master valve. In this embodiment the single valve means, when in use, selectively prevents flow of fluid from the well to both the vessel and through the production fluid outlet. of the underwater tree. Conveniently, this particular arrangement is suitably advantageous for use in purging a vessel adapted to be coupled to a wellhead assembly incorporating a well known two-hole underwater tree configuration. This two-hole undersea tree is conventionally known as the vertical undersea tree.

Num modo de realização alternativo os meios de isolamento do fluido podem incluir um primeiro meio de isolamento para impedir, seletivamente, o fluxo dos fluidos do poço para o vaso e um segundo meio de isolamento para impedir, seletivamente, o fluxo dos fluidos do poço através da saída de fluido de produção da árvore submarina. Vantajosamente os primeiro e segundo meios de isolamento, cada um deles, podem incluir meios de válvula, como uma válvula de esfera ou similar ou alternativamente incluir um tampão ou similar. Num modo de realização preferido o primeiro meio de isolamento é uma válvula mestre de produção e o segundo meio de isolamento é um tampão de suspensor de tubulação. Convenientemente, este arranjo particular é apropriadamente vantajoso para uso na purga de um vaso adaptado para ser acoplado a um conjunto de cabeça de poço incorporando uma configuração de árvore submarina de furo único, bastante conhecida no meio. Tal árvore submarina de furo único é conhecida convencionalmente como árvore submarina horizontal.In an alternative embodiment the fluid isolating means may include a first isolating means to selectively prevent flow of fluids from the well to the vessel and a second isolating means to selectively prevent the flow of fluids from the well through the vessel. production fluid output from the subsea tree. Advantageously the first and second isolation means may each include valve means, such as a ball valve or the like or alternatively include a plug or the like. In a preferred embodiment the first isolation means is a master production valve and the second isolation means is a pipe hanger cap. Conveniently, this particular arrangement is suitably advantageous for use in purging a vessel adapted to be coupled to a wellhead assembly incorporating a well-known single-hole underwater tree configuration. Such a single-hole underwater tree is conventionally known as a horizontal underwater tree.

Em modos de realização preferidos da presente invenção os meios de isolamento do fluido são incluídos na árvore submarina do conjunto de cabeça de poço ao qual, o vaso a ser purgado é acoplado. Vantajosamente, os meios de isolamento de fluido da presente invenção podem incluir meios de válvulas existentes dentro da árvore submarina, de modo que a presente invenção possa utilizar configurações existentes do conjunto de cabeça depoço.In preferred embodiments of the present invention fluid isolation means are included in the subsea tree of the wellhead assembly to which the vessel to be purged is coupled. Advantageously, the fluid isolation means of the present invention may include valve means within the subsea tree so that the present invention may utilize existing configurations of the deposition head assembly.

Preferencialmente o sistema inclui meios de isolamento de fluido no anulo do poço adaptados para, seletivamente, impedirem o fluxo do fluido ou para o anulo, a partir do vaso ou do conjunto de cabeça de poço ou, alternativamente, do anulo para o conjunto de cabeça de poço e/ou vaso. Vantajosamente, o meio de isolamento do anulo do poço pode ser incluído no conjunto de cabeça de poço e, de preferência, na árvore submarina. Produtivamente, o meio de isolamento de fluido do anulo pode incluir meios de válvulas existentes dentro do conjunto de cabeça de poço.Preferably the system includes fluid isolation means in the well annulus adapted to selectively prevent fluid flow to or from the annulus from the vessel or wellhead assembly or alternatively from the annulus to the head assembly. well and / or vessel. Advantageously, the well ring isolation means may be included in the wellhead assembly and preferably in the subsea tree. Productively, the annulus fluid isolation means may include valve means within the wellhead assembly.

Preferencialmente, o sistema da presente invenção inclui meios de isolamento do vaso adaptados para uso no isolamento seletivo do vaso, do conjunto de cabeça de poço, ao qual está acoplado. Vantajosamente, quando em uso, os meios de isolamento do vaso podem impedir a purga do fluido enviado ao vaso via primeiro meio de comunicação fluida contornandoo vaso e fluindo para o conjunto de cabeça de poço. Somando-se a isso, os meios de isolamento do vaso, quando em uso, impedem, vantajosamente, que o fluido purgado do vaso retorne ao vaso via segundo meio de comunicação fluida. Os meios de isolamento do vaso podem incluir meios de válvula, como uma válvula de esfera, ou similar. Vantajosamente os meios de isolamento do vaso podem ser posicionados dentro do conjunto de cabeça de poço. De preferência, os meios de isolamento do vaso são posicionados dentro da unidade de controle de poço do conjunto de cabeça de poço. Também, preferencialmente, os meios de isolamento do vaso incluem meios de válvulas existentes dentro do conjunto de cabeça de poço ao qual, o vaso a ser purgado, é acoplado. Alternativamente, os meios de isolamento do vaso podem ser incluídos dentro do vaso a ser purgado.Preferably, the system of the present invention includes vessel isolation means adapted for use in the selective isolation of the vessel from the wellhead assembly to which it is coupled. Advantageously, when in use, the vessel isolation means may prevent purging of fluid sent to the vessel via the first fluid communication medium bypassing the vessel and flowing into the wellhead assembly. In addition, the vessel isolation means, when in use, advantageously prevents the purged vessel fluid from returning to the vessel via a second fluid communication means. The vessel isolation means may include valve means, such as a ball valve, or the like. Advantageously the vessel isolation means may be positioned within the wellhead assembly. Preferably, the vessel isolation means is positioned within the well control assembly of the wellhead assembly. Also, preferably, the vessel isolation means includes valve means existing within the wellhead assembly to which the vessel to be purged is coupled. Alternatively, vessel isolation means may be included within the vessel to be purged.

Vantajosamente, o sistema também pode incluir meios de fechamento para reter o fluido de purga dentro do vaso após a purga ter sido efetuada de modo que os meios de fechamento possam ser ativados quando ovaso tiver que ser separado da cabeça de poço e retornado à superfície.Advantageously, the system may also include closure means for retaining the purge fluid within the vessel after the purge has been effected so that the closure means may be activated when the vessel has to be separated from the wellhead and returned to the surface.

Preferencialmente, o sistema da presente invenção inclui meios de válvulas sem retorno para impedir o retorno do fluido purgado de volta ou para o vaso. Vantajosamente, num modo de realização os meios de válvula sem retorno são incluídos no segundo meio de comunicação fluida.Preferably, the system of the present invention includes non-return valve means to prevent the return of purged fluid back to or from the vessel. Advantageously, in one embodiment the non-return valve means are included in the second fluid communication means.

Vantajosamente, o primeiro meio de comunicação fluida inclui um conduto de fluido ou umbilical, como uma tubulação embobinada ou similar, que se estende entre o suprimento de fluido de purga e o vaso a ser purgado.Advantageously, the first fluid communication means includes a fluid or umbilical conduit, such as a coiled tubing or the like, extending between the purge fluid supply and the vessel to be purged.

Preferencialmente, o segundo meio de comunicação fluida inclui um conduto de fluido ou umbilical, ou similar que se estende entre o vaso a ser purgado e a unidade de controle de poço do conjunto de cabeça de poço.Preferably, the second fluid communication means includes a fluid or umbilical conduit or the like extending between the vessel to be purged and the wellhead assembly of the wellhead assembly.

Vantajosamente, o sistema de purga da presente invenção pode ser adaptado para uso com uma unidade de intervenção de poço submarina independente que é acoplada num conjunto de cabeça de poço. Vantajosamente, o sistema da presente invenção pode ser adaptado para uso na purga de fluidos de poço de uma unidade de intervenção de poço submarina acoplada a um conjunto de cabeça de poço antes da retirada da unidade de intervenção para a superfície. Neste modo de realização da presente invenção a unidade de intervenção de poço compreende, preferencialmente, um vaso a ser purgado onde o vaso é usado para armazenar e posicionar ferramental de cabeamento.Advantageously, the purge system of the present invention may be adapted for use with an independent subsea well intervention unit which is coupled to a wellhead assembly. Advantageously, the system of the present invention may be adapted for use in well fluid purge of an underwater well intervention unit coupled to a wellhead assembly prior to removal of the intervention unit to the surface. In this embodiment of the present invention the well intervention unit preferably comprises a vessel to be purged where the vessel is used to store and position cabling tooling.

De acordo com um terceiro aspecto da presente invenção é apresentado um método de purga de fluido de um vaso, quando acoplado a um conjunto de cabeça de poço submarino incluindo uma árvore submarina acoplada a uma cabeça de poço e uma unidade de controle de poço acoplada à árvore submarina onde a unidade de controle de poço inclui uma pluralidade de meios de válvulas de controle compreendendo este método as etapas de:incluir um primeiro meio de comunicação fluida estendendo-se entre um suprimento de fluido de purga e o vaso;In accordance with a third aspect of the present invention there is provided a method of purging a vessel fluid when coupled to a subsea wellhead assembly including a subsea tree coupled to a wellhead and a well control unit coupled to the wellhead. subsea tree where the well control unit includes a plurality of control valve means comprising this method the steps of: including a first fluid communication means extending between a purge fluid supply and the vessel;

incluir um segundo meio de comunicação fluida estendendo-se entre o vaso e a unidade de controle de poço numa localização acima de pelo menos de um dos meios de válvulas de controle de poço; eincluding a second fluid communication means extending between the vessel and the well control unit at a location above at least one of the well control valve means; and

passar o fluido de purga do suprimento de fluido de purga para o vaso via primeiro meio de comunicação fluida para deslocar o fluido dentro do vaso a partir do mesmo onde o fluido deslocado flua do vaso para a unidade de controle de poço via segundo meio de comunicação fluida.passing purge fluid from the purge fluid supply to the vessel via the first fluid communication medium to displace the fluid within the vessel from it where displaced fluid flows from the vessel to the well control unit via the second communication medium. fluid.

Da mesma maneira, o método da presente invenção desloca, simultaneamente, fluido do vaso e da unidade de controle de poço.Likewise, the method of the present invention simultaneously displaces fluid from the vessel and well control unit.

Preferencialmente o método também envolve a etapa de escoar os fluidos deslocados para uma saída do fluido de produção da árvore submarina e subseqüentemente para a superfície via um tubo ascendente marinho de produção.Preferably the method also involves the step of flowing the displaced fluids to an outlet of the submarine tree production fluid and subsequently to the surface via a marine production riser.

De maneira alternativa o fluido deslocado pode ser direcionado para o poço. Também, alternativamente, o fluido deslocado pode ser escoado para a superfície via um trajeto de fluxo dedicado.Alternatively the displaced fluid may be directed to the well. Also, alternatively, the displaced fluid may be drained to the surface via a dedicated flow path.

Vantajosamente o método da presente invenção inclui uma etapa de isolamento do vaso e da saída do fluido de produção da árvore submarina do fluxo dos fluidos do poço através do conjunto de cabeça de poço. Esta etapa pode ser atingida fechando-se uma válvula de segurança de sub-superfície (SSSV) e uma válvula mestre de produção dentro da cabeça de poço e do conjunto de cabeça de poço. Num modo de realização o vaso pode ser isolado do conjunto de cabeça de poço colocando-se no local um tampão apropriado, como um tampão de suspensor de tubulação ou similar. Vantajosamente, onde for utilizado um tampão, o método pode incluir ainda uma etapa de reabertura da válvula de segurança de sub-superfície expondo o tampão à pressão do fluido do poço para assegurar que a integridade devedação adequada do tampão foi alcançada. Uma vez que a integridade da vedação do tampão for verificada a SSSV é, de preferência, novamente fechada.Advantageously, the method of the present invention includes a step of isolating the vessel and submarine tree production fluid outlet from the well fluid flow through the wellhead assembly. This step can be achieved by closing a subsurface safety valve (SSSV) and a production master valve within the wellhead and the wellhead assembly. In one embodiment the vessel may be isolated from the wellhead assembly by locating an appropriate plug such as a pipe hanger plug or the like. Advantageously, where a plug is used, the method may further include a reopening step of the subsurface safety valve by exposing the plug to well fluid pressure to ensure proper sealing integrity of the plug has been achieved. Once the integrity of the plug seal is verified the SSSV is preferably closed again.

Num modo de realização o método também pode incluir a etapa de isolamento do vaso dos fluidos do anulo através do conjunto de cabeça de poço. Isso pode ser feito com o fechamento de uma ou mais válvulas dentro do conjunto de cabeça de poço.In one embodiment the method may also include the step of isolating the annulus fluid vessel through the wellhead assembly. This can be done by closing one or more valves within the wellhead assembly.

Preferencialmente o fluido de purga é deslocado para o vaso numa taxa selecionada para impedir, ou pelo menos, minimizar qualquer mistura entre o fluido de purga e fluidos do poço dentro do vaso.Preferably the purge fluid is displaced to the vessel at a selected rate to prevent or at least minimize any mixing between the purge fluid and well fluids within the vessel.

Vantajosamente, o volume do fluido de purga é selecionado de acordo com o volume do vaso a ser purgado para assegurar que substancialmente, todos os fluidos do poço sejam removidos.Advantageously, the volume of the purge fluid is selected according to the volume of the vessel to be purged to ensure that substantially all well fluid is removed.

Preferencialmente o método também envolve a etapa de colocação de um tampão de vedação dentro do conjunto de cabeça de poço isolando o fluido de purga dentro do vaso de modo que o sistema de intervenção possa ser destacado da cabeça de poço e retornado à superfície e a cabeça de poço possa continuar a produzir fluidos do poço para a superfície através da saída do fluido de produção, via um tubo ascendente marinho de produção.Preferably the method also involves the step of placing a sealing plug into the wellhead assembly isolating the purge fluid within the vessel so that the intervention system can be detached from the wellhead and returned to the surface and the head. well can continue to produce well fluid to the surface through the production fluid outlet via a marine production riser.

De acordo com um quarto aspecto da presente invenção é apresentado um método de realização de intervenção de poço compreendendo o mencionado método as etapas de:According to a fourth aspect of the present invention there is provided a method of performing well intervention comprising said method the steps of:

prover um vaso para armazenagem e posicionamento de ferramental de cabeamento e acoplar o mencionado vaso a um conjunto de cabeça de poço submarino incluindo uma árvore submarina acoplada a uma cabeça de poço e uma unidade de controle de poço acoplada à árvore submarina;providing a vessel for storage and positioning of cabling tooling and coupling said vessel to an underwater wellhead assembly including an underwater tree coupled to a wellhead and a well control unit coupled to the underwater tree;

selecionar e enviar ferramental de cabeamento para dentro dopoço a partir do vaso, para execução de uma operação de intervenção;select and send cabling tooling into the well from the vessel to perform an intervention operation;

retirada de todo o ferramental de cabeamento do poço para uma posição de armazenagem dentro do vaso;removing all cabling tooling from the well to a storage position within the vessel;

prover um primeiro meio de comunicação fluida estendendo-se entre um suprimento de fluido de purga e o vaso;providing a first fluid communication means extending between a purge fluid supply and the vessel;

prover um segundo meio de comunicação fluida estendendo-se entre o vaso e a unidade de controle de poço;providing a second fluid communication means extending between the vessel and the well control unit;

passar o fluido de purga do suprimento de fluido de purga para o vaso via primeiro meio de comunicação fluida para descolar o fluido dentro do vaso a partir dele mesmo, onde o fluido deslocado flui do vaso para a unidade de controle de poço via segundo meio de comunicação fluida; epassing purge fluid from the purge fluid supply to the vessel via the first fluid communication means to detach the fluid within the vessel from itself, where displaced fluid flows from the vessel to the well control unit via the second medium. fluid communication; and

destacar o vaso do conjunto de cabeça de poço e retornar o vaso à superfície.detach the vessel from the wellhead assembly and return the vessel to the surface.

Preferencialmente, a unidade de controle de poço inclui uma pluralidade de meios de válvulas de controle e o segundo meio de comunicação fluida é incluído para estender-se entre o vaso e a unidade de controle de poço numa posição acima de, pelo menos, um dos meios de válvulas de controle.Preferably, the well control unit includes a plurality of control valve means and the second fluid communication means is included to extend between the vessel and the well control unit in a position above at least one of the two. control valve means.

Vantajosamente, o vaso é um sistema de intervenção de poço submarino.Advantageously, the vessel is an underwater well intervention system.

Descrição sumária dos desenhosSummary Description of the Drawings

Estes e outros aspectos da presente invenção serão agora descritos somente para exemplificação, em referência aos desenhos anexos, nos quais:These and other aspects of the present invention will now be described by way of example only with reference to the accompanying drawings in which:

Fig. 1 é uma representação diagramática de um sistema de intervenção de poço incorporando um sistema de purga de acordo com um modo de realização da presente invenção, onde o mencionado sistema de intervenção está acoplado a uma cabeça de poço; eFig. 1 is a diagrammatic representation of a well intervention system incorporating a purge system according to an embodiment of the present invention, wherein said intervention system is coupled to a wellhead; and

Fig. 2 é uma representação diagramática de uma cabeça depoço alternativa à mostrada na Fig. 1.Fig. 2 is a diagrammatic representation of an alternative deposition head to that shown in Fig. 1.

Descrição detalhada dos desenhosDetailed Description of the Drawings

Primeiramente faremos referência a Fig. 1 na qual é mostrado um sistema de intervenção submarino geralmente indicado pelo referencial numérico 10 de acordo com o modo de realização da presente invenção. O sistema de intervenção 10 está acoplado a um conjunto de cabeça de poço geralmente indicado pelo referencial numérico 12 que compreende uma árvore submarina horizontal 14 e uma unidade de controle de poço 16. A unidade de controle de poço 16 define um furo traspassante 17 e inclui uma válvula de isolamento superior 18 e uma válvula de isolamento inferior 20 incluindo gavetas cisalhantes 22. Deve-se notar que várias válvulas adicionais podem ser incluídas na unidade de controle de poço 16, mas, para simplificação, somente as válvulas 18 e 20 são mostradas na [Fig. 1. A árvore submarina 14 define um furo traspassante central 24 em comunicação fluida com o poço perfurado (não mostrado) e um furo de saída do fluido de produção 26 em comunicação fluida com o furo traspassante central 24. Quando em uso o fluido do poço é dirigido, sob pressão, do furo perfurado através do furo traspassante central 24, através do furo de saída do fluido de produção 26 e subseqüentemente para a superfície via um tubo ascendente marinho de produção (não mostrado). A árvore submarina 14 também define um furo de acesso de fluido na coroa circular 27.Firstly we will refer to Fig. 1 in which a subsea intervention system generally indicated by the numerical reference 10 according to the embodiment of the present invention is shown. Intervention system 10 is coupled to a wellhead assembly generally indicated by reference numeral 12 which comprises a horizontal subsea tree 14 and a well control unit 16. Well control unit 16 defines a through hole 17 and includes an upper isolation valve 18 and a lower isolation valve 20 including shearing gate 22. It should be noted that several additional valves may be included in the well control unit 16, but for simplicity only valves 18 and 20 are shown. in [Fig. 1. Underwater tree 14 defines a central through hole 24 in fluid communication with the drilled well (not shown) and a production fluid outlet hole 26 in fluid communication with the central through hole 24. When in use well fluid is directed, under pressure, from the drilled hole through the central through hole 24, through the production fluid outlet hole 26 and subsequently to the surface via a marine production riser (not shown). The subsea tree 14 also defines a fluid access hole in the circular crown 27.

Como convencionalmente sabido no meio, a árvore submarina 14 inclui um arranjo de válvula de produção de fluido incluindo uma válvula mestre de produção 28 e uma válvula lateral de produção 30. Somando-se a isso a árvore submarina 14 inclui um arranjo de válvula de coroa circular incluindo uma válvula mestre de coroa circular 32 uma válvula lateral de coroa circular 34 e uma válvula de acesso de coroa circular 36.As conventionally known in the art, subsea tree 14 includes a fluid production valve arrangement including a production master valve 28 and a side production valve 30. In addition, subsea tree 14 includes a crown valve arrangement including a circular crown master valve 32, a circular crown side valve 34 and a circular crown access valve 36.

A árvore submarina 14 também inclui um conduto de interligação de fluido 38 estendendo-se entre o furo de acesso na coroacircular 27 e o furo de saída do fluido de produção 26. Mais especificamente o conduto de interligação de fluido 38 se estende entre o furo de acesso de coroa circular 27 numa localização entre a válvula mestre de coroa circular 32 e a válvula lateral de coroa circular 34, e a saída de fluido de produção 26 numa localização entre a válvula mestre de produção 28 e a válvula lateral de produção 30. O conduto de interligação 38 é convencionalmente utilizado para controlar pressões excessivas que podem ocorrer no anulo.The subsea tree 14 also includes a fluid interconnect conduit 38 extending between the access hole in the coroacircular 27 and the production fluid outlet bore 26. More specifically the fluid interconnect conduit 38 extends between the bore circular crown access 27 at a location between circular crown master valve 32 and circular crown side valve 34, and production fluid outlet 26 at a location between production master valve 28 and production side valve 30. O Interconnect conduit 38 is conventionally used to control excessive pressures that may occur in the annulus.

Conforme arranjos convencionais o conjunto de cabeça de poço compreende adicionalmente uma válvula de segurança de sub-superficie (SSSV) 40 localizada dentro da cabeça de poço abaixo da árvore submarina. Quando em uso a SSSV é adaptada para impedir, seletivamente, comunicação fluida entre o furo do poço e a árvore submarina 14.According to conventional arrangements the wellhead assembly further comprises a subsurface safety valve (SSSV) 40 located within the wellhead below the subsea tree. When in use, the SSSV is adapted to selectively prevent fluid communication between the wellbore and the subsea tree 14.

O sistema de intervenção 10 define um furo central 42 que se estende ao longo de todo o comprimento do sistema 10 em direção do conjunto de cabeça de poço 12 onde o furo central 42 é alinhado coaxialmente com o furo traspassante 17 da unidade de controle de poço 16 e o furo traspassante 24 da árvore submarina 14. O sistema de intervenção 10 é assim, exposto ao fluido do poço perfurado.Intervention system 10 defines a central bore 42 extending the entire length of system 10 toward wellhead assembly 12 where central bore 42 is aligned coaxially with through hole 17 of the well control unit 16 and through hole 24 of subsea tree 14. Intervention system 10 is thus exposed to drilled well fluid.

O sistema de intervenção 10 inclui uma câmara de armazenamento de ferramenta 44 que inclui uma pluralidade de meios de fixação da ferramenta armazenada (não mostrados para simplificação) capazes de reter uma ferramenta respectiva (também não mostrada para simplificação) numa posição de armazenagem e movimentar seletivamente a mencionada ferramenta para uma posição de utilização onde a ferramenta possa ser acoplada e desacoplada a uma ferramenta de conexão de cabeamento, por cima. Quando posicionada na posição de utilização a ferramenta é alinhada com o furo central 42 do sistema 10 de tal modo que a ferramenta possa ser utilizada através dos furos transpassantes 17, 24 e para dentro do poço.O sistema de intervenção 10 também inclui um conjunto de guincho de cabeamento como o apresentado na UK Application no. 0419781.0 co-pendente, do Requerente, localizado acima da câmara de armazenagem de ferramenta. O conjunto de guincho 46 compreende um alojamento de guincho 47 que define uma cavidade de guincho 50 dentro da qual é localizado um tambor de guincho de cabeamento 48 montado perto do furo central 42. Quando em uso, o cabeamento do tambor do guincho 48 sai da cavidade do guincho 50 do alojamento 47, se estende para cima através de um primeiro tubo 52, passa por uma roldana superior 54 e se estende para baixo através de um segundo tubo 56 para o furo central 42. Concordantemente, a cavidade de guincho 50, quando em uso, também fica exposta aos fluidos do poço via furo central 42 e primeiro e segundo tubos 52, 56.Intervention system 10 includes a tool storage chamber 44 including a plurality of stored tool holding means (not shown for simplicity) capable of holding a respective tool (also not shown for simplicity) in a storage position and selectively moving said tool to a position of use where the tool may be coupled and uncoupled from a cabling connection tool above. When positioned in the position of use the tool is aligned with the central hole 42 of the system 10 such that the tool can be used through the through holes 17, 24 and into the well. The intervention system 10 also includes a set of cabling winch as presented in UK Application no. Applicant's co-pending 0419781.0 located above the tool storage chamber. Winch assembly 46 comprises a winch housing 47 defining a winch cavity 50 within which is located a cabling winch drum 48 mounted near the center hole 42. When in use, the winch drum cabling 48 exits from the winch drum. winch cavity 50 of housing 47 extends upwardly through a first tube 52, passes through an upper pulley 54 and extends downwardly through a second tube 56 to central hole 42. Accordingly, winch cavity 50, when in use, it is also exposed to well fluids via the central bore 42 and first and second tubes 52, 56.

Como se vê acima, o sistema de intervenção 10 é exposto ao fluido do poço quando em operação. Do mesmo modo, qualquer fluido do poço localizado dentro do sistema de intervenção 10 pode ser manipulado apropriadamente quando o sistema de intervenção 10 for destacado da cabeça de poço 12 e retornado à superfície. O sistema de intervenção 10 por isso incorpora um sistema para purgar fluido de poço dele mesmo, conforme será discutido, abaixo, em detalhe.As seen above, the intervention system 10 is exposed to well fluid when in operation. Similarly, any well fluid located within the intervention system 10 may be appropriately manipulated when the intervention system 10 is detached from the wellhead 12 and returned to the surface. Intervention system 10 therefore incorporates a system for purging well fluid from itself as will be discussed below in detail below.

O sistema de purga inclui um suprimento de fluido purga 57 e um primeiro meio de comunicação fluida na forma de um conduto 58 se estendendo entre o suprimento de fluido de purga 57 e uma porção inferior do sistema de intervenção 10 abaixo da câmara de armazenagem de ferramenta 44. O suprimento do fluido de purga 57 pode ser localizado no nível da superfície ou, alternativamente, pode ser localizado submarinamente, adjacente ao sistema de intervenção 10. O sistema de purga também compreende um segundo meio de comunicação fluida na forma de um conduto 60 se estendendo entre a porção superior do sistema de intervenção10 acima do conjunto de guincho 46 e da unidade de controle de poço 16 da cabeça de poço 12. O fluido de purga pode ser glicol ou uma mistura água/glicol. Como mostrado, o conduto 60 se estende entre a roldana superior 54 do conjunto de guincho e a unidade de controle de poço 16, abaixo da válvula de isolamento superior 18. Deve-se notar que o conduto de fluido 58 é adaptado para ser reconfigurado entre uma posição de purga conforme mostrado na Fig. 1 e uma posição de não-purga. Então, quando o sistema de intervenção 10 estiver em operação normal o primeiro conduto de fluido será configurado na posição de não-purga ou operacional e reconfigurado para a posição de purga quando for necessária a purga do sistema 10. Este arranjo impede que fluidos do poço localizados dentro do sistema de intervenção 10 escoem através do primeiro conduto de fluido 58. Quando localizado na posição não-purga o primeiro conduto de fluido 58 é fixado ao sistema de intervenção 10 via uma primeira chapa alinhadora, ou operacional, e quando localizado na posição de purga, como mostrado na Fig. 1, o primeiro conduto de fluido é fixado no sistema de intervenção 10 via uma segunda chapa alinhadora, ou de purga.The purge system includes a purge fluid supply 57 and a first fluid communication medium in the form of a conduit 58 extending between the purge fluid supply 57 and a lower portion of the intervention system 10 below the tool storage chamber. 44. The purge fluid supply 57 may be located at surface level or alternatively may be located underwater adjacent the intervention system 10. The purge system also comprises a second fluid communication medium in the form of a conduit 60 extending between the upper portion of the intervention system 10 above the winch assembly 46 and well control unit 16 of the wellhead 12. The purge fluid may be glycol or a water / glycol mixture. As shown, the conduit 60 extends between the winch assembly upper pulley 54 and the pit control unit 16 below the upper isolation valve 18. It should be noted that the fluid conduit 58 is adapted to be reconfigured between a purge position as shown in Fig. 1 and a non-purge position. Then, when the intervention system 10 is in normal operation the first fluid conduit will be set to the non-purge or operational position and reset to the purge position when system 10 purge is required. This arrangement prevents fluid from the well located within the intervention system 10 flow through the first fluid conduit 58. When located in the non-bleed position the first fluid conduit 58 is fixed to the intervention system 10 via a first aligning or operating plate and when located in the position As shown in Fig. 1, the first fluid conduit is fixed to the intervention system 10 via a second aligning or bleed plate.

Quando em uso, o fluido de purga é escoado do primeiro conduto de fluido 58 através do sistema de intervenção 10 para deslocar fluidos do poço daí, para o segundo conduto de fluido 60 e para o conjunto de cabeça de poço 12 conforme discutiremos com mais detalhes, abaixo. Deve-se notar que um conduto de interligação 62 e uma válvula de interligação 64 estão incluídos entre o furo central 42 e a cavidade do guincho 50 de modo que o fluido de purga possa fluir do furo central 42 para a cavidade do guincho 50 e deslocar, para cima, fluidos do poço dela mesmo. Desse modo, fluidos do poço serão deslocados do conjunto de guincho 46 via ambos, primeiro e segundo tubos 52, 56 e a roldana superior 54.When in use, the purge fluid is flowed from the first fluid conduit 58 through the intervention system 10 to displace fluids from the well there, to the second fluid conduit 60, and to the wellhead assembly 12 as discussed in more detail. , below, down, beneath, underneath, downwards, downhill. It should be noted that an interconnecting conduit 62 and an interconnecting valve 64 are enclosed between the central bore 42 and the winch cavity 50 so that purge fluid can flow from the central bore 42 to the winch cavity 50 and displace. , up, fluids from her own well. Thereby, well fluids will be displaced from winch assembly 46 via both first and second tubes 52, 56 and upper pulley 54.

Quando os fluidos do poço tiverem que ser purgados do sistema de intervenção 10 e o sistema 10, conseqüentemente, retornado àsuperfície, as seguintes etapas serão seguidas. Inicialmente todo o ferramental de cabeamento é removido do poço perfurado e levado de volta para a posição de armazenagem dentro da câmara de armazenagem de ferramenta 44. Seguindo-se a isso, a válvula de segurança de sub-superfície (SSSV) 40 é fechada para remover a comunicação com o poço e usando o sistema de intervenção 10 um tampão de suspensor de tubulação 66 é colocado no lugar para impedir a comunicação fluida ao longo do furo traspassante 24. Como mostrado, o tampão de suspensor de tubulação 66 é colocado no lugar acima da ramificação do furo de saída do fluido de produção 26. A válvula lateral de coroa circular 27, a válvula mestre de coroa circular 32 e a válvula mestre de produção 28 são, então, fechadas. A válvula de acesso de coroa circular 36 e a válvula lateral de produção 30 são configuradas para estarem abertas. Uma válvula de carretei 68 no conduto de interligação 38 é, então, aberta para ventilar o sistema de intervenção 10 no furo de saída do fluido de produção 26. Seguindo-se a isso a SSSV 40 é aberta para restabelecer a comunicação com o poço de modo a verificar a integridade da vedação do tampão de suspensor de tubulação depois do que a SSSV 40 é, novamente, fechada para remover a comunicação com o poço. A válvula de intervenção superior 18 na unidade de controle de poço é, então, fechada. Nesse estágio, numerosas barreiras são providas entre a cabeça de poço 12 e o sistema de intervenção 10 e as várias válvulas 28, 30, 32, 34, 37, 68 na cabeça de poço são apropriadamente configuradas de modo que a purga do sistema 10 possa, agora, ser efetuada, conforme discutido abaixo.When well fluids have to be purged from intervention system 10 and system 10 consequently returned to the surface, the following steps will be followed. Initially all cabling tooling is removed from the drilled well and brought back to the storage position within the tool storage chamber 44. Thereafter, the subsurface safety valve (SSSV) 40 is closed to removing communication with the well and using intervention system 10 a pipe hanger cap 66 is placed in place to prevent fluid communication along the through hole 24. As shown, pipe hanger cap 66 is put in place above branch of production fluid outlet bore 26. Circular crown side valve 27, circular crown master valve 32 and production master valve 28 are then closed. Circular crown access valve 36 and production side valve 30 are configured to be open. A reel valve 68 in interconnect conduit 38 is then opened to vent the intervention system 10 into the production fluid outlet bore 26. Following this the SSSV 40 is opened to re-establish communication with the supply well. to verify the integrity of the pipe hanger cap seal after which the SSSV 40 is again closed to remove communication with the well. The upper intervention valve 18 on the well control unit is then closed. At this stage, numerous barriers are provided between the wellhead 12 and the intervention system 10 and the various valves 28, 30, 32, 34, 37, 68 in the wellhead are properly configured so that the system 10 bleed can will now be done as discussed below.

O primeiro conduto de fluido 58 é movido da posição de não-purga para a posição de purga conforme mostrado na Fig. 1 e o fluido de purga é introduzido no sistema 10. O primeiro conduto de fluido 58 é vantajosamente reconfigurado usando um Veículo de Operação Remota (Remotely Operated Vehicle - ROV). O fluido de purga desloca os fluidos do poço para cima através da câmara de armazenagem de ferramenta 44 e atravésdo conjunto de guincho 46 incluindo a cavidade do guincho por meio do conduto de interligação 62 com a válvula 64 aberta. A câmara de armazenagem de ferramenta 44 é formada e adaptada para otimizar o deslocamento do fluido dela mesmo com a remoção de potenciais zonas "mortas" que, de outra maneira, poderiam capturar fluidos do poço ou gás. Os fluidos do poço são, então, deslocados através dos primeiro e segundo tubos 52, 56, através da roldana superior 54, para o segundo conduto de fluido 60. O segundo conduto de fluido 60 inclui duas válvulas sem retorno 70, 72 para impedir que os fluidos deslocados retornem ao sistema de intervenção 10.The first fluid conduit 58 is moved from the non-purge position to the purge position as shown in Fig. 1 and the purge fluid is introduced into system 10. The first fluid conduit 58 is advantageously reconfigured using an Operation Vehicle. Remotely Operated Vehicle (ROV). Purge fluid moves well fluid up through the tool storage chamber 44 and through winch assembly 46 including the winch cavity via interconnect conduit 62 with valve 64 open. Tool storage chamber 44 is formed and adapted to optimize fluid displacement thereof by removing potential "dead" zones that could otherwise capture fluid from the well or gas. Well fluids are then displaced through first and second tubes 52, 56 through upper pulley 54 to second fluid conduit 60. Second fluid conduit 60 includes two non-return valves 70, 72 to prevent the displaced fluids return to the intervention system 10.

Adicionalmente o segundo conduto de fluido 60 tem um diâmetro relativamente pequeno para ajudar no deslocamento do gás do sistema 10. Os fluidos deslocados entram, então, na unidade de controle de poço fluem para baixo para a porção superior da árvore submarina 14 através do conduto de interligação 38 e para o furo de saída do fluido de produção 26. O fluidodeslocado pode, então, ser escoado para a superfície via o tubo ascendente marinho de produção (não mostrado). Conforme mostrado acima os fluidos são deslocados através da unidade de controle de poço 16. Do mesmo modo esse arranjo elimina a necessidade de proverem-se aparelhagens separadas de purga para deslocar fluidos da unidade de controle de poço 16.Additionally, the second fluid conduit 60 has a relatively small diameter to assist in the displacement of the system gas 10. Displaced fluids then enter the well control unit and flow down to the upper portion of the subsea 14 through the conduit. interconnect 38 and the production fluid outlet bore 26. The displaced fluid can then be drained to the surface via the production marine riser (not shown). As shown above, fluids are displaced through well control unit 16. Likewise, this arrangement eliminates the need to provide separate purge apparatus to displace fluids from well control unit 16.

Uma vez que a quantidade necessária de fluido de purga seja introduzida através do sistema de intervenção 10 um tampão de tampo da árvore (não mostrado) é colocado no lugar e a cavidade resultante abaixo do tampão de tampo da árvore e acima do tampão de suspensor de tubulação 66 é testada para a integridade da vedação e em seguida as válvulas da árvoresubmarina 14 são retornadas para suas configurações originais. Uma válvula de isolamento do sistema de intervenção 74 pode, então, ser fechada e o sistema de intervenção 10 destacado do conjunto de cabeça de poço 12 e subseqüentemente retornado à superfície. A unidade de controle de poço 16 também pode ser isolada da árvore submarina 14 e subseqüentementedestacada dela e retornada à superfície.Once the required amount of purge fluid is introduced through the intervention system 10 a tree-top plug (not shown) is placed in place and the resulting cavity below the tree-top plug and above the water-hold cap. tubing 66 is tested for seal integrity and then submarine tree valves 14 are returned to their original configurations. An intervention system isolation valve 74 can then be closed and the intervention system 10 detached from the wellhead assembly 12 and subsequently returned to the surface. Well control unit 16 may also be isolated from subsea tree 14 and subsequently detached from it and returned to the surface.

Faremos referência, agora, a Fig. 2 na qual é mostrada uma árvore submarina vertical 80 que pode ser utilizada no lugar da árvore submarina horizontal 14 da Fig. 1. A unidade de controle de poço 16 e o sistema de intervenção 10 não são mostrados na Fig. 2 para fins de simplificação. A árvore submarina 80 na Fig. 2 inclui dois furos longitudinais, um furo de produção 82 e um furo de coroa circular 82 e dois furos laterais, um furo de saída do fluido de produção 86 e um furo de acesso na coroa circular 88. Neste arranjo o furo de coroa circular 84 não é utilizado durante a purga do sistema de intervenção e por isso não será descrita em maiores detalhes.We will now refer to Fig. 2 in which a vertical submarine tree 80 which can be used in place of the horizontal submarine tree 14 of Fig. 1 is shown. Well control unit 16 and intervention system 10 are not shown in Fig. 2 for simplification purposes. The subsea tree 80 in Fig. 2 includes two longitudinal holes, a production bore 82 and a circular crown bore 82 and two side holes, a production fluid outlet bore 86 and an access hole in the circular crown 88. In this arrangement the circular crown bore 84 is not used during purging of the intervention system and will therefore not be described in more detail.

A árvore submarina 80 compreende uma válvula mestre de produção 90 localizada abaixo da ramificação do furo de saída do fluido de produção 86, uma válvula de pistoneio de produção 92 localizada acima da ramificação do furo 86 e uma válvula lateral de produção 94 localizada no furo 86. A purga de um sistema de intervenção pode ser efetuada de maneira semelhante à mostrada na Fig. 1 e, por isso, nenhuma descrição será acrescentada. No entanto, no modo de realização mostrado na Fig. 2 a válvula mestre de produção 90 é fechada enquanto a válvula de pistoneio de produção e a válvula lateral de produção são abertas. Desse modo, o fluido pode ser deslocado diretamente através do furo de produção 82 para o furo de saída do fluido de produção 86 e, por fim, para a superfície via o tubo ascendente marinho de produção (não mostrado).Subsea tree 80 comprises a production master valve 90 located below the production fluid outlet bore branch 86, a production piston valve 92 located above the bore branch 86 and a production side valve 94 located in the bore 86 The purge of an intervention system can be performed similarly to that shown in Fig. 1 and therefore no description will be added. However, in the embodiment shown in Fig. 2 the production master valve 90 is closed while the production piston valve and the production side valve are opened. Thereby, the fluid may be moved directly through the production bore 82 to the production fluid outlet bore 86 and finally to the surface via the production marine riser (not shown).

A presente invenção fornece um sistema único para a purga de fluidos de poço contidos num sistema de intervenção submarino antes do retorno do sistema de intervenção para a superfície. Deslocamento de fluidos de poço submarinamente tanto do sistema de intervenção quanto da unidade de controle de poço do conjunto de cabeça de poço elimina a necessidade da utilização de aparelhagem ou sistemas de purga em separado.Adicionalmente, o direcionamento dos fluidos de purga para a saída de produção da cabeça de poço elimina a necessidade de manter equipamento adicional, especializado, de manipulação de fluido de poço na superfície, o que de outro modo seria necessário, se o sistema de intervenção for retornado para a superfície ainda contendo fluido do poço.The present invention provides a unique system for purging well fluids contained in an underwater intervention system prior to the return of the intervention system to the surface. Submarinely displacing well fluids from both the intervention system and the wellhead assembly well control unit eliminates the need to use separate apparatus or purge systems. In addition, directing purge fluids to Wellhead production eliminates the need to maintain additional specialized surface fluid handling equipment that would otherwise be required if the intervention system is returned to the surface that still contains well fluid.

Deve-se entender que os modos de realização descritos acima são meramente representativos da presente invenção e que várias modificações podem ser feitas sem que se fuja do escopo da presente invenção. Por exemplo, fluido de purga pode ser direcionado para a superfície via um trajeto de fluxo ou conduto dedicado. Alternativamente, fluido purgado pode ser direcionado para o poço.It will be understood that the embodiments described above are merely representative of the present invention and that various modifications may be made without departing from the scope of the present invention. For example, purge fluid may be directed to the surface via a dedicated flow path or conduit. Alternatively, purged fluid may be directed to the well.

Claims

1. Well intervention system adapted to be coupled to an subsea wellhead assembly including a subsea tree coupled to a wellhead and a subsea tree coupled well control unit, where the well control unit includes a plurality of well control valve means, characterized in that it comprises: a vessel for use in storage and use of cabling tooling, said vessel adapted to be exposed to well fluids when in use; first fluid communication means adapted to extend between a purge fluid supply and the vessel; second fluid communication means adapted to extend between the vessel and the well control unit at a location above at least one of the well control valve means, where, in use, the purge fluid supplied to the vessel via the The first fluid communication medium moves fluid from the vessel to the second fluid communication medium and to the well control unit.

System according to Claim 1, characterized in that the system in use directs the displaced fluid from the vessel towards a production fluid outlet defined in the subsea tree.

System according to claim 1 or claim 2, characterized in that the displaced fluids are directed through a fluid passageway within the wellhead assembly to which the vessel is coupled.

System according to claim 3, characterized in that the fluid passage within the wellhead assembly is defined by a production fluid bore that communicates with the production fluid outlet of the subsea tree.

System according to claim 3, characterized in that the fluid passage within the wellhead assembly is defined by a production fluid bore and an underwater tree crossing flow line where the crossing flow line communicates with the output fluid produced.

System according to any one of claims 1 to 3, characterized in that the displaced fluid can be directed to the well.

System according to Claim 6, characterized in that the displaced fluid is drained to the surface via a dedicated flow path.

System according to any preceding claim, characterized in that the purge fluid supply is a container or vessel located at surface level and the first fluid communication means extends from the container at the surface to the vessel.

System according to any one of claims 18, characterized in that the purge fluid supply is a container or vessel located undersea and preferably adjacent to or very close to the vessel and wellhead.

System according to any one of claims 1 to 8, characterized in that the purge fluid supply is directly or indirectly mounted on the vessel.

System according to any preceding claim, characterized in that the purge fluid supply comprises a known volume of purge fluid that is selected to displace the required volume of fluid from the vessel.

System according to any preceding claim, characterized in that the purge fluid supply comprises sufficient fluid to obtain at least, and preferably, a plurality of purge operations.

System according to any preceding claim, characterized in that the purge fluid is glycol or a suitable mixture of water and glycol.

System according to any one of claims 1 to 12, characterized in that the purge fluid is a hydrate inhibitor fluid such as methanol or MEG (Methyl Ethyl Glycol).

A system according to any preceding claim, characterized in that the vessel defines a central bore which, in use, extends towards the wellhead assembly and which is coaxially aligned with a through hole of the wellhead assembly when the intervention system is coupled to it.

System according to any preceding claim, characterized in that the intervention system vessel comprises a tool storage chamber.

System according to claim 16, characterized in that the tool storage chamber comprises a plurality and tool storage gripping means capable of holding a respective tool in a storage position and selectively moving said tool to a position. in which the tool is coupled and uncoupled to a drilling tool connection tool from above.

System according to Claim 16 or Claim 17, characterized in that the tool storage chamber defines a portion of the central hole of the vessel.

System according to any one of claims 16 to 18, characterized in that a tool when located in the position of use by a tool storage gripping means is substantially aligned with the central hole of the vessel so that said tool is also subsequently aligned with the through hole of the wellhead assembly.

System according to any preceding claim, characterized in that the well intervention system vessel additionally includes a cabling winch assembly.

System according to claim 20, characterized in that the winch assembly comprises a winch housing within which a cabling winch drum is located and mounted around the central bore of the vessel.

System according to Claim 20 or Claim 21, characterized in that the winch assembly is located above the tool storage chamber.

System according to any one of claims 20 to 22, characterized in that the winch housing defines a winch cavity within which the winch drum is located that, in use, the winch drum drilling tool exits the winch drum. winch cavity extends upward through a first tube or riser, passes through an upper pulley, and extends downward through a second tube or riser and into the central bore of the vessel.

System according to any one of claims 20 to 23, characterized in that the first fluid communication means is adapted to be coupled to the vessel in a position below the tool storage chamber and the winch assembly.

System according to any one of claims 20 to 24, characterized in that a crossing fluid conduit is defined between the central vessel bore and the winch cavity so that the purge fluid can flow from the central bore and into the winch cavity to displace well fluids from it.

System according to any one of claims 20 to 25, characterized in that the second fluid communication means is adapted to extend between an upper portion of the vessel, above the tool storage chamber and the winch assembly, and the well control unit.

System according to any one of claims 20 to 26, characterized in that the second fluid communication means is adapted to extend between the upper pulley of the winch assembly and the wellhead assembly.

System according to any preceding claim, characterized in that the intervention system further comprises flow isolation means for controlling the flow of fluid.

A system according to any preceding claim, characterized in that the system comprises a primary isolation means for removing communication with the wellbore.

System according to claim 29, characterized in that the primary isolation means is a subsurface safety valve (SSSV) located within the wellhead.

A system according to any preceding claim, characterized in that the system comprises well fluid isolation means for selectively preventing the flow of well fluid towards the vessel and through the production fluid outlet of the subsea tree.

System according to Claim 31, characterized in that the well fluid isolation means comprise a single valve means, such as a ball valve or a bore plug or the like.

A system according to claim 32, characterized in that the only valve means is a master production valve.

A system according to any one of claims 1 to 31, characterized in that the isolation of the well fluid comprises first isolation means for selectively preventing the flow of well fluid towards the vessel and the second isolation means for Selectively prevent the flow of well fluids through the production fluid outlet of the subsea tree.

System according to Claim 34, characterized in that the first and second isolating means each comprise valve means, such as a ball valve, a plug or the like.

System according to Claim 34 or 35, characterized in that the first isolation means is a master production valve and the second isolation means is a pipe hanger plug.

A system according to any preceding claim, characterized in that the well fluid isolation means are provided in the subsea tree of the wellhead assembly to which the intervention system is coupled.

A system according to claim 37, characterized in that the well fluid isolation means of the present invention comprise valve means existing within the subsea tree so that existing wellhead assembly configurations are utilized.

A system according to any preceding claim, characterized in that the system comprises deflated isolation means in the well's circular crown adapted to selectively prevent fluid flow to the circular crown from the intervention system or cylinder head assembly. well, or the circular crown and for the wellhead assembly and / or intervention system.

System according to Claim 39, characterized in that the fluid isolation means in the circular well crown are provided in the wellhead assembly and preferably in the subsea trees.

System according to Claim 39 or 40, characterized in that the fluid isolation means in the circular crown comprise valve means existing within the wellhead assembly.

System according to any preceding claim, characterized in that the system of the present invention comprises vessel isolation means adapted for use in selective vessel isolation of the wellhead assembly intervention system to which it is coupled.

A system according to claim 42, characterized in that the vessel isolating means is arranged to prevent purge fluid provided to the vessel via the first fluid communication means to deflect from the vessel and flow towards the cylinder head assembly. well.

A system according to claim 42 or claim 43, characterized in that the vessel isolating means comprises valve means such as a ball valve or the like.

System according to any one of claims 42 to 44, characterized in that the vessel isolation means are positioned within the well control unit of the wellhead assembly.

A system according to any one of claims 42 to 45, characterized in that the vessel isolation means comprises valve means within the wellhead assembly to which the vessel to be purged is coupled.

A system according to any one of claims 42 to 45, characterized in that the vessel isolation means are provided within the vessel to be purged.

A system according to any preceding claim, characterized in that the system further comprises closure means for retaining pure fluid within the vessel once the purge has been initiated, whereby the closure means is activated when the purge system is closed. intervention is separated from the wellhead assembly and returned to the surface.

System according to any preceding claim, characterized in that the system comprises non-return valve means for preventing the return of the purged fluid back to or towards the vessel.

A system according to claim 49, characterized in that in one embodiment the non-return valve means are provided in the second fluid communication means.

System according to any preceding claim, characterized in that the first fluid communication means comprises a fluid or umbilical conduit, such as a coiled tubing or the like, extending between the purge fluid supply and the vessel to be purged. .

System according to any preceding claim, characterized in that the second fluid communication means comprises a fluid or umbilical conduit or the like extending between the vessel to be purged and the wellhead assembly of the wellhead assembly. .

53. Single vessel fluid purge use system adapted to be coupled to an subsea wellhead assembly including a subsea tree coupled to a wellhead and a subsea tree coupled well control unit where the Well control comprises a plurality of control valve means comprising: first fluid communication means adapted to extend between a purge fluid supply and the vessel to be purged, second fluid communication means adapted to extend between the vessel to be purged and the well control unit at a location above at least one of the well control valve means, where, in use, the purge fluid supplied to the vessel via the first fluid communication medium displaces vessel fluid to the second fluid communication medium and to the well control unit.

System according to Claim 53, characterized in that the system, in use, directs the displaced fluid from the vessel to a production fluid outlet defined in the subsea tree and which flows to the surface via a conventionally produced marine riser. and thus manipulated by the use of conventionally produced fluid handling equipment.

System according to Claim 53 or 54, characterized in that the displaced fluids are directed through a fluid passageway within the wellhead assembly to which the vessel is coupled.

System according to claim 55, characterized in that the fluid passage within the wellhead assembly is defined by a production fluid bore that communicates with the production fluid outlet of the subsea tree.

A system according to claim 55, characterized in that the fluid passage within the wellhead assembly is defined by a production fluid bore and an underwater tree crossing flow line, where the flow line of crossover communicates with the production fluid outlet.

System according to Claim 53, characterized in that the displaced fluid is directed to the well.

A system according to claim 53, characterized in that the displaced fluid flows to the surface via a dedicated flow path.

A system according to any one of claims 53 to 59, characterized in that the purge fluid supply is a surface-level vessel or vessel and the first fluid communication means extends from the surface-vessel to the vessel. .

A system according to any one of claims 53 to 59, characterized in that the purge fluid supply is a container or vessel located undersea adjacent, or very close to the vessel and wellhead.

System according to claim 60, characterized in that the purge fluid supply is mounted on a remotely operated vehicle (ROV) skid.

A system according to claim 60, characterized in that the purge fluid supply is directly or indirectly mounted on the vessel.

A system according to any one of claims 53 to 63, characterized in that the purge fluid supply comprises a known volume of purge fluid that is selected to displace the required volume of fluid from the vessel.

A system according to any one of claims 53 to 64, characterized in that the purge fluid is glycol or a suitable mixture of glycol and water.

A system according to any one of claims 53 to 64, characterized in that other hydrate inhibiting fluids such as methanol or MEG (Methyl Ethyl Glycol) are used as a purge fluid.

System according to any one of claims 53 to 66, characterized in that the system includes an aligning plate arrangement mounted on the vessel and adapted to allow the first fluid communication means to be coupled to the vessel.

System according to claim 67, characterized in that the aligning plate arrangement is adapted to selectively allow fluid to flow between the first fluid communication medium and the vessel, such that fluid flow through the aligning plate prevented when purging is not required, and allowed when purging is required.

A system according to claim 67 or 68, characterized in that the aligning plate arrangement may comprise first and second aligning plates adapted to be coupled to the first aligning plate when vessel purge is required.

A system according to claim 69, characterized in that the first aligning plate in use is adapted to at least prevent fluid flow between the vessel and the first fluid communication means and the second aligning plate in use. be adapted to allow fluid flow between the first fluid communication means and the vessel when coupled thereto.

System according to Claims 69 to 70, characterized in that the second aligning plate is adapted to allow selective fluid communication between the first fluid communication means and the vessel when coupled thereto.

A system according to any one of claims 53 to 71, characterized in that the system of the present invention further comprises flow isolation means for controlling fluid flow.

System according to Claim 72, characterized in that the system comprises a primary isolation means for removing communication with the wellbore.

System according to Claim 73, characterized in that the primary isolation means is a subsurface safety valve (SSSV) located within the wellhead.

A system according to any one of claims 53 to 74, characterized in that the system comprises a well fluid isolation means for selectively preventing the flow of well fluid into the vessel and through the outlet fluid from the well. submarine tree production.

A system according to claim 75, characterized in that the well fluid isolation comprises a single valve means, such as a ball valve or a bore plug or the like.

System according to Claim 76, characterized in that the only valve means may be a production master valve.

System according to claim 75, characterized in that the fluid isolation means comprises first isolation means for selectively preventing flow of fluids from well to the vessel and second isolation means for selectively preventing well fluid flow through the production fluid outlet of the subsea tree.

System according to Claim 78, characterized in that the first and second isolation means each comprise valve means, such as ball valve or the like, a plug or the like.

System according to Claim 75, characterized in that the first isolation means is a master production valve and the second isolation means is a pipe hanger cap.

A system according to any one of claims 75 to 80, characterized in that the fluid isolation means is provided in the subsea tree of the wellhead assembly to which the vessel to be purged is coupled.

A system according to any one of claims 53 to 81, characterized in that the system comprises fluid isolation means in the well's circular crown adapted to selectively prevent fluid flow to the circular crown from the vessel or head assembly. or, alternatively, of the circular crown and to the wellhead and / or vessel assembly.

System according to Claim 82, characterized in that the fluid isolation means in the circular well crown are provided in the wellhead assembly and preferably in the subsea tree.

System according to any one of claims 53 to 83, characterized in that the system of the present invention includes vessel isolation means adapted for use in the selective isolation of the vessel from the wellhead assembly to which it is coupled.

System according to claim 84, characterized in that the vessel isolation means comprise valve means, such as ball valve, positioned within the wellhead assembly.

System according to claim 85, characterized in that the vessel isolation means are positioned within the well control assembly of the wellhead assembly.

A system according to any one of claims 53 to 86, characterized in that it additionally includes closure means for retaining purge fluid within the vessel once the purge has occurred so that the closure means is activated when the vessel is separated from the wellhead and returned to the surface.

A system according to any one of claims 53 to 87, characterized in that it further includes the system of the present invention comprising non-return valve means to prevent the return of purged fluid back to or to the vessel.

System according to claim 88, characterized in that the non-return valve means are provided in the second fluid communication means.

A system according to any one of claims 53 to 89, characterized in that the first fluid communication means comprises a fluid or umbilical conduit, such as a coiled tubing or the like, extending between the purge fluid supply and the vessel to be purged.

A system according to any one of claims 53 to 90, characterized in that the second fluid communication means comprises a fluid or umbilical conduit or the like extending between the vessel to be purged and the assembly well control unit. Wellheaded.

92. Method for purging fluid from a vessel when coupled to a wellhead assembly, including a subsea tree coupled to a wellhead and a well control unit coupled to the subsea tree, where the well control unit includes a A plurality of control valve means, comprising the steps of: providing a first fluid communication means extending between the purge fluid supply and the vessel, providing a second fluid communication means extending between the vessel and the well control unit at a location above at least one of the well control valve means; purging the purge fluid from the purge fluid supply to the vessel via the first fluid communication medium to displace fluid within the vessel where the displaced fluid flows from the vessel and to the well control unit via the second fluid communication.

A method according to claim 92, characterized in that the method involves the step of flowing the displaced fluids to a production fluid outlet from the subsea tree and subsequently to the surface level via an upstream production pipe.

Method according to claim 92, characterized in that the displaced fluid is directed to the well or drained to the surface via a dedicated flow path.

A method according to any one of claims 92 to 94, characterized in that the method of the present invention includes the step of isolating the vessel and the spindle production fluid outlet from the well fluid flow through the head assembly. by closing a subsurface safety valve (SSV) and a production master valve inside the wellhead and wellhead assembly.

A method according to any one of claims 92 to 95, characterized in that it includes the steps of isolating the vessel from the head assembly by adjusting in place of a suitable plug, such as a pipe hanger plug, and opening the valve. surface and expose the cap to well fluid pressure to ensure that the proper sealing integrity of the cap has been achieved.

A method according to any one of claims 92 to 96, characterized in that it includes the steps of isolating the vessel from the circular crown fluids through the wellhead assembly by closing one or more valves within the valve assembly. Wellhead.

A method according to any one of claims 92 to 97, characterized in that it includes the steps of flowing the purge fluid into the vessel at a selected rate to prevent, or at least minimize, any mixing between the purge fluid and the well fluids inside the vessel.

A method according to any one of claims 92 to 98, characterized in that it includes the step of adjusting a sealing plug within the wellhead assembly and isolating the purge fluid within the vessel so that the sealing system is provided. intervention is detached from the wellhead and returned to the surface, and the wellhead continues to bring well fluid to the surface through the production fluid outlet and via a marine production riser.

100. A method for performing a well intervention, comprising the steps of: providing a vessel for storing and employing cabling tooling and coupling said vessel to an underwater wellhead assembly including an underwater tree attached to a head. well and a subsea tree-coupled well control unit; select and move well-wiring tooling from the vessel to perform an intervention operation; retrieve all well-wiring tooling and to a stored position within the vessel; providing a first fluid communication means extending between a purge fluid supply and the vessel; providing a second fluid communication means extending between the vessel and the well control unit; passing purge fluid from the purge fluid supply to the vessel via the first fluid communication medium to displace fluid within the vessel thereof, where displaced fluid flows from the vessel and to the well control unit via the second fluid communication medium; stake the vessel from the wellhead assembly and retrieve the vessel to the surface.

Method according to Claim 100, characterized in that the method includes the steps of: providing a plurality of control valve means in the well control unit, arranging the second fluid communication means between the vessel and the control unit. well control in a position above at least one of the well control valve means.