ES2295893T3 - Tubo ascendente de pozo petrolifero costa afuera tensado en su extremo inferior. - Google Patents
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Abstract
Un sistema de tubo ascendente con tensado inferior (10) para transportar petróleo desde un pozo petrolífero costa afuera sobre el lecho marino a una plataforma que flota encima, comprendiendo el sistema de tubo ascendente: un conducto tubular (12) suspendido desde la plataforma y que posee un extremo inferior que se extiende hacia abajo en una dirección sustancialmente vertical y hacia el lecho marino; y, un conjunto de conexión y tensado (26) dispuesto en el extremo inferior del conducto, comprendiendo el conjunto de conexión y tensado (26): una conexión flexible (28) que conecta el extremo inferior del conducto al pozo; un peso (32) que aplica una tensión vertical al conducto; caracterizado por el hecho de que el conjunto de conexión y tensado (26) comprende medios de limitación (34) que comprenden una unión pivotante (38) y medios de deslizamiento o de guía (40, 52, 58) para evitar sustancialmente el movimiento horizontal del extremo inferior del conducto, permitiendo que el conducto se mueva libremente en una dirección vertical y a pivotar libremente alrededor de su extremo inferior en respuesta a los movimientos de la plataforma.
Description
Tubo ascendente de pozo petrolífero costa afuera
tensado en su extremo inferior.
\global\parskip0.900000\baselineskip
La presente invención se refiere, en general, a
tubos ascendentes de pozos petrolíferos costa afuera para producir
pozos en el lecho marino hacia una plataforma flotante en la
superficie, y en particular, a tubos ascendentes que están tensados
en sus extremos inferiores para permitirles alojar grandes
movimientos de la plataforma en relación con los pozos sin que se
produzcan daños.
Las plataformas marítimas flotantes para la
producción de petróleo tradicionales incluyen plataformas de
"bajo desplazamiento" tales como Spar, TLP ("plataformas de
cables tensados") y plataformas semisumergibles de gran calado.
Estas plataformas pueden soportar una pluralidad de tubos
ascendentes verticales de producción y/o tubos ascendentes de
perforación. Normalmente dichas plataformas suelen comprender una
cubierta de pozo, en donde se encuentran los árboles superficiales,
o secos, que están montados sobre los tubos ascendentes, y una
cubierta de producción en la que se recoge el crudo de uno o más
pozos submarinos en un colector y se transporta a unas
instalaciones de procesamiento para separar el aceite del agua y
del gas.
En las plataformas marítimas de árbol seco
convencionales, cada uno de los tubos ascendentes verticales que se
extienden desde las cabezas de los pozos a la cubierta del pozo se
sujetan mediante un aparato de tensado, motivo por el cual, se hace
referencia a ellos como TTR (tubo ascendente con tensado
superior).
Un tipo de sistema TTR convencional utiliza
tensores hidráulicos activos conectados a la cubierta del pozo de
la plataforma marítima para sujetar cada tubo ascendente
independientemente del resto. Véase, p. ej., la patente
estadounidense núm. 6.431.284 de L. D. Finn et al, y la
Figura 1 de los dibujos adjuntos. Cada tubo ascendente 100 se
extiende verticalmente desde una cabeza del pozo 102 en el lecho
marino hasta una cubierta del pozo 104 de la plataforma, y se
sujeta sobre ella mediante cilindros hidráulicos 106, de modo que
la plataforma puede moverse arriba y abajo en relación con los
tubos extractores y así aislar parcialmente los tubos extractores
de los movimientos de desplazamiento de la plataforma. Está
conectado un árbol superficial 108 en la parte superior del tubo
ascendente, y una conexión flexible de alta presión 110, que suele
incorporar normalmente un elastómero, conecta el árbol superficial
a la cubierta de producción 112. Sin embargo, a medida que aumentan
los requisitos de tensión y recorrido de los tensores activos, se
vuelven excesivamente caros para desplegarlos. Además, la
plataforma marítima debe soportar toda la carga de los tubos
extractores, que puede llegar a ser sustancial.
Otro sistema TTR conocido (véase, p. ej.,
la patente estadounidense núm. 4.702.321 de E. E. Horton y la Fig.
2 aquí) utiliza "tanques de flotación" pasivos 202 para
sujetar un tubo ascendente 204 de forma independiente de la
plataforma flotante. En este sistema, cada tubo ascendente se
extiende verticalmente desde una cabeza del pozo 206 a través de la
quilla de la plataforma y hasta la cubierta de pozo 208 de la
plataforma, en donde se conecta a un tubo "descendente" 210,
al cual se sujetan los tanques de flotación. El tubo descendente se
extiende sobre los tanques de flotación y sujeta la plataforma de
trabajo en la que se sustenta el árbol de superficie asociado. Una
conexión flexible de presión elevada 212 conecta el árbol de
superficie 214 a la cubierta de producción 216. Puesto que los
tubos extractores se sujetan de forma independiente en los tanques
de flotación en relación con el casco de la plataforma, el casco
puede moverse hacia arriba y hacia abajo en relación con los tubos
extractores, de modo que los tubos extractores están aislados de
los movimientos de desplazamiento de la plataforma. Sin embargo,
los tanques de flotación deben proporcionar suficiente flotación
para proporcionar la tensión superior que se necesita en los tubos
extractores, y para soportar el peso del tanque, del tubo
descendente y del árbol de superficie. En las aguas más profundas,
la flotación necesaria para proporcionar este apoyo es
sustancialmente mayor, por lo que se necesitan tanques de flotación
de mayor tamaño. En consecuencia, también aumenta el espacio que se
necesita en cubierta para alojar todos los tubos
extrac-
tores. Asimismo, también es costoso fabricar y desplegar tanques de flotación individuales para cada tubo ascendente.
tores. Asimismo, también es costoso fabricar y desplegar tanques de flotación individuales para cada tubo ascendente.
En ambos sistemas TTR descritos anteriormente,
la tensión aplicada al tubo ascendente debe ser suficiente no solo
para soportar el peso del sistema de tubo ascendente, sino también
para garantizar que el tubo ascendente no quede flojo o vibre en
respuesta a los vórtices actuales. Por lo general la tensión
superior necesaria estará comprendida en el intervalo de alrededor
de 1,4 a 1,6 veces el peso del sistema de tubo ascendente. Este
requisito aumenta drásticamente el coste del sistema de tensado y
en algunas aplicaciones en las aguas profundas, cuando el peso del
tubo ascendente es sustancialmente mayor, puede tener como
resultado la sobretensión de los tubos extractores.
Un tercer tipo de un sistema de tubo ascendente
de árbol seco comprende la denominada "torre ascendente", tal
como la que se describe en la patente estadounidense núm. 6.082.391
de F. Thiebaud et al y que se ilustra en la Fig. 3. En este
sistema, la torre ascendente incluye uno o más tubos verticales
rígidos 302 conectados al lecho marino a través de una conexión
pivotante o una junta de tensión 304. Los tubos se sustentan en un
dispositivo de flotación superior de gran tamaño 306, que
proporciona suficiente flotación para soportar los tubos y evitar
que queden flojos o vibren en respuesta a las corrientes marinas.
Se usan conexiones flexibles 308 para conectar las tuberías
verticales a un soporte flotante 310. Este tipo de sistema de tubo
ascendente es caro y difícil de desplegar.
\global\parskip1.000000\baselineskip
Las plataformas costa afuera de "árbol
húmedo" convencionales incluyen el Almacenamiento y la Descarga
Flotante de la Producción ("FPSO") y plataformas
semisumergibles, las cuales poseen una respuesta al desplazamiento
relativamente mayor. Los movimientos relativamente más grandes
experimentados por este tipo de plataformas hacen que el soporte de
los tubos ascendentes verticales de perforación y producción resulte
poco práctico.
Estos tipos de plataformas se suelen utilizar
generalmente en conexión con un "sistema de terminación"
submarino, es decir, árboles submarinos conectados a pozos
dispuestos en el lecho marino.
El crudo producido puede transportarse a lo
largo del lecho marino con "líneas de flujo" y se recoge en un
colector. Los tubos extractores de la producción transportan el
crudo del colector o árboles submarinos al equipo de procesamiento
de la plataforma de soporte flotante. Puesto que la plataforma de
soporte experimenta movimientos relativamente largos, tanto en
desplazamiento vertical como horizontal, los tubos ascendentes de
producción deben diseñarse para soportar estos grandes
movimientos.
Los sistemas de tubo ascendente de árbol húmedo
pueden comprender tubos ascendentes flexibles, por ej.,
elastoméricos. Tal y como se muestra en la Figura 4, los tubos
ascendentes flexibles 402 están conectados directamente a una
plataforma flotante 404 y presentan una forma de catenaria desde el
soporte flotante hacia el lecho marino, tales y como los que se
muestran en relación con la plataforma FPSO 404 ilustrada en la
Fig. 4. Pueden albergar movimientos de plataforma relativamente
grandes debido a su flexibilidad. Sin embargo, son pesados y
caros.
De forma alternativa, los tubos ascendentes
pueden comprender los denominados Tubos ascendentes de Catenaria
de Acero ("SCR"). Los tubos ascendentes de catenaria de acero
están fabricados principalmente de acero y se conectan directamente
al soporte flotante mediante una unión flexible o mecanismo
similar, y al igual que los tubos ascendentes flexibles, presenta
una forma de catenaria cuando está desplegado. Adicionalmente,
puesto que están fabricados de acero, los SCR son menos caros. Sin
embargo, debido a su mayor rigidez, son proclives a sufrir
problemas de fatiga que son el resultado de los movimientos
dinámicos a los que deben someterse y pueden requerir longitudes
relativamente mayores para alojar los movimientos de la plataforma
de forma satisfactoria.
En los sistemas de tubo ascendente de la técnica
anterior, los tubos ascendentes son verticales y están sujetados
por un sistema de tensado independiente de la plataforma flotante,
en donde se usa una conexión flexible en la parte superior del tubo
ascendente vertical para absorber el movimiento relativo entre el
tubo ascendente vertical y la plataforma flotante, o bien están
sujetados directamente por la plataforma flotante y presentan una
forma de catenaria que requiere una longitud relativamente larga de
tubería para absorber los movimientos de la plataforma flotante.
Así, en los tipos de sistemas anteriores, los movimientos de la
plataforma se absorben por la parte superior del tubo ascendente, y
por lo tanto necesita un grado crítico de tensión superior para
evitar una compresión destructiva de los tubos ascendentes y que
se produzcan colisiones de tubo ascendente, y en los últimos tipos
de los sistemas descritos, los tubos ascendentes deben combarse
para absorber movimientos, y por lo tanto requieren mayores
longitudes de tubería para funcionar.
El documento GB 2 347 154 A describe un sistema
de tubo ascendente con tensado inferior según el preámbulo de la
reivindicación 1 adjunta.
Además, muestra cables de acero de catenaria que
limitan el movimiento horizontal del extremo inferior del
conducto. Esto significa limitar la extensión de movimientos
horizontales pero en ningún caso evita que se produzcan dichos
movimientos, lo cual acaba teniendo tensiones de fatiga como
resultado.
A la luz de los inconvenientes descritos de los
sistemas de tuberías ascendentes de la técnica anterior, en el
sector de la industria petrolera existe una necesidad ampliamente
difusa pero aun no satisfecha de contar con un sistema de tubería
ascendente costa afuera sencilla y de bajo coste y a la vez segura
y fiable que compense los movimientos de una plataforma flotante
asociada.
De acuerdo con la presente invención, se
proporciona un sistema de tubería ascendente de plataforma
petrolífera costa afuera que compensa de forma eficiente los
movimientos de una plataforma flotante de perforación o producción.
El sistema de tubería ascendente es relativamente económico, fácil
de fabricar y desplegar y con un funcionamiento fiable.
La tubería ascendente de la invención está
caracterizada por lo descrito en la reivindicación 1.
Este sistema de tubería ascendente es aplicable
principalmente a las plataformas flotantes con poca oscilación,
tales como SPAR, TLP, semisumergibles de gran calado y a otras
plataformas utilizadas en aguas relativamente calmadas, por ej.,
oeste de África y Brasil. El nuevo sistema de tubería ascendente
puede emplearse en los sistemas de árbol seco o de árbol húmedo y
la utilización de un flotador de poca oscilación reduce el
"recorrido" máximo o "movimiento vertical" necesario en la
conexión del extremo inferior y de tensado.
El conducto puede comprender una sola tubería
ascendente, o cantidad de ellas, conectada cada una de ella a un
pozo respectivo a través de una conexión asociada. La multitud de
tuberías ascendentes puede comprender una cubierta exterior en la
que están dispuestas una pluralidad de tuberías ascendentes
tubulares individuales. El espacio anular de la gran cubierta puede
utilizarse para facilitar el flujo de petróleo a través del sistema
de tubería ascendente, por ej., para aislar cada una de las
tuberías ascendentes contra las temperaturas ambientales submarinas
frías, o de forma alternativa, para calentar de forma activa las
tuberías ascendentes, mediante la inyección de vapor o agua
caliente en el espacio anular. La cubierta exterior también puede
proporcionar una redundancia de "doble casco" en el caso de
producirse una rotura en una de las tuberías ascendentes.
La conexión puede comprender una tubería
flexible, una pluralidad de secciones de tubo recurvado
interconectadas, una conexión rígida, o de "codo"
convencional, o bien articulado con una conexión de tipo "unión
flexible" convencional. Las conexiones están dispuestas para
absorber de forma sustancial todos los movimientos de la plataforma
flotante.
Una característica ventajosa de la presente
invención es que, mientras el conducto está libre para moverse
verticalmente para alojar los movimientos verticales de la
plataforma flotante de soporte, el movimiento horizontal del
extremo inferior del conducto se limita de forma sustancial. De
este modo se elimina el tipo de movimiento del extremo inferior de
la tubería ascendente que conduce a elevadas tensiones de fatiga en
las conexiones asociadas.
Otra característica de la invención es que el
extremo inferior del conducto está conectado de forma pivotante al
conjunto limitador, por ej., con una unión universal, una
unión articulada, una unión de tensión, u otra similar, que permita
al sistema de tubería ascendente pivotar libremente en relación con
su extremo inferior y así alojar los movimientos horizontales del
soporte flotante eliminando las tensiones de doblado nocivas del
conducto.
A partir de la descripción detallada que sigue a
continuación, se obtendrá una mejor comprensión de lo que antecede
y de otras muchas características y ventajas de la presente
invención, especialmente si se considera en conjunción con la
observación de los dibujos que la acompañan.
La Figura 1 es una vista en alzado de un sistema
de tubería ascendente de pozo petrolífero costa afuera de árbol
seco con parte superior tensada empleando tensores hidráulicos
activos de tubería ascendente según la técnica anterior;
La Fig. 2 es una vista en alzado de un sistema
de tubería ascendente de árbol seco con parte superior tensada
empleando tanques de flotación pasivos según la técnica
anterior;
La Fig. 3 es una vista en alzado de un sistema
de tubería ascendente de árbol húmedo tipo torre según la técnica
anterior;
La Fig. 4 es una vista en alzado de un sistema
de tubería ascendente de árbol húmedo FPSO según la técnica
anterior;
La Fig. 5 es una vista en alzado de una
realización ejemplar de un sistema de tubo ascendente de pozo
petrolífero costa afuera con parte inferior tensada según la
presente invención;
La Fig. 6 es una vista transversal del sistema
de tubería ascendente de la Fig. 5, según se ve a lo largo de las
líneas de sección 6-6 de la misma;
La Fig. 7 es una vista en alzado parcial de una
segunda realización ejemplar de un sistema de tubo ascendente con
tensado inferior según la presente invención;
La Fig. 8 es una vista transversal del sistema
de tubería ascendente de la Fig. 7, según se ve a lo largo de las
líneas de sección 8-8 de la misma;
La Fig. 9 es una vista en alzado parcial de una
tercera realización ejemplar de un sistema de tubo ascendente con
tensado inferior según la presente invención;
La Fig. 10 es una vista en alzado parcial de una
cuarta realización ejemplar de un sistema de tubo ascendente con
tensado inferior según la presente invención;
La Fig. 11 es una vista en alzado de un sistema
de tubo ascendente con tensado inferior según la presente
invención, en la que se muestra la configuración del sistema antes
y después del movimiento de una plataforma flotante
asociada;
asociada;
La Fig. 12 es una vista en alzado parcial
ampliada de un sistema de tubo ascendente de la Fig. 11, en la que
se muestra la configuración del extremo inferior del sistema antes
y después del movimiento de la plataforma.
Una primera realización ejemplar de un sistema
de tubería ascendente de pozo petrolífero costa afuera con parte
inferior tensada según la presente invención se ilustra en la vista
en alzado de la Fig. 5. El sistema de tubería ascendente ejemplar
ilustrado comprende una entubación tubular o conducto 12 que
envuelve una pluralidad de tuberías ascendentes tubulares
individuales 14 suspendidas de una plataforma flotante (omitido
para mayor claridad) y que se extienden hacia abajo
sustancialmente en vertical hacia el lecho marino 16 a través de
una junta flexible 18 situada en la quilla 20 de la plataforma
flotante. Cada uno de los tubos ascendentes individuales 14 se
extiende hacia arriba hacia un pozo o cubierta de producción 22 de
la plataforma, y ahí acaba en un árbol individual 24.
En el extremo inferior del conducto 12 a una
distancia de alrededor de 50 a 150 pies por encima del lecho marino
se conecta una conexión de extremo inferior y conjunto de tensado
26. El conjunto de conexión y tensado comprende conexiones 28 que
conectan el extremo inferior de cada tubo ascendente a un equipo de
pozo submarino 30 respectivo, un peso 32 para aplicar tensión
vertical en el conducto 12, y medios 34 para limitar el extremo
inferior del conducto contra el movimiento horizontal, permitiendo
al mismo tiempo que se mueva libremente en dirección vertical y a
pivotar libremente alrededor de su extremo inferior en respuesta a
movimientos de la plataforma flotante.
En la primera realización ejemplar ilustrada en
la Fig. 5, estos medios de limitación 34 comprenden un pilotaje
telescópico 36 que está conectado al extremo inferior del conducto
12 a través de una articulación giratoria de rótula 38 y se desliza
y retiene en una guía de pilotaje 40 que está hundida en el lecho
marino 16. El pilotaje telescópico permite que el conducto 12 se
mueva arriba y abajo libremente para alojar los movimientos
verticales de la plataforma flotante, evitando el movimiento
horizontal de su extremo inferior. De este modo se evita el tipo de
movimiento de la tubería que conduce a elevadas tensiones por
fatiga en las conexiones asociadas 28. La articulación giratoria
permite que el conducto gire libremente alrededor de su extremo
inferior y alojar los movimientos horizontales del soporte flotante
evitando las grandes tensiones de doblado del conducto. De este
modo, se limita el movimiento del extremo inferior del conducto a
una pequeña envoltura en relación con el lecho marino, y así
también se reducen las tensiones en las conexiones.
Las conexiones 28 que conectan el extremo
inferior de cada tubo ascendente 14 a un tubo respectivo de los
equipos submarino 30, por ej., una cabeza de pozo, un árbol
submarino, un árbol dividido, un colector, una línea de flujo de
lecho marino, u otro similar, que se extiende generalmente en
paralelo al lecho marino 16, y a reducir aún más las tensiones y
cargas de fatiga que actúan sobre ellos, han sido diseñados para
ser relativamente flexibles. A tales efectos, pueden usarse
secciones de tubo recurvado interconectadas, conexiones de tubo
flexible, secciones de tubo recto conectado con juntas de bola, o
molinetes estándar invertidos.
Adicionalmente, las conexiones pueden
configurarse para permitir líneas de cable o la realización de
operaciones de tubo arrollado o de limpieza de tubos a través de
ellas, y en tal caso, deben incorporar curvaturas radiales con un
radio no inferior a alrededor de 5, y preferiblemente, no inferior
a alrededor de 10 veces el diámetro exterior de los tubos
ascendentes individuales.
El peso de tensado 32 puede estar dispuesto en
el extremo inferior de la cubierta 12 o en el pilotaje telescópico
36, y se utiliza para aplicar tensión vertical al conducto y a
estabilizar aún más sus movimientos. En una realización ventajosa,
la tensión aplicada al conducto por el peso es de alrededor de 1,05
a 1,2 veces el peso total del conducto para controlar
eficientemente su movimiento y evitar vibraciones producidas por las
olas y las corrientes que actúan sobre él. Puede observarse que,
puesto que el conducto depende de la plataforma flotante, las
necesidades de peso de tensado solo proporcionan la parte decimal
(es decir, alrededor de 0,05 a 0,2) de la tensión deseada.
Esto está en claro contraste con sistemas de tubería ascendente
tensada en la parte superior de la técnica anterior en los que la
flotación de la plataforma y/o tanques de flotación debe ser
suficiente no solo para soportar el peso del conducto, sino también
para proporcionarle la tensión requerida.
La realización particular ilustrada en las Fig.
5 y 6, el sistema de tubería ascendente 10 comprende seis tuberías
ascendentes tubulares individuales 14 dispuestas en grupo y
rodeadas de forma protectora dentro de una cubierta exterior de
mayor tamaño 12. La cubierta exterior proporciona una barrera para
contener derrames en caso de rotura de una de las tuberías
individuales, y adicionalmente, el espacio anular 42 entre la
envoltura exterior y las tuberías ascendentes individuales (véase
la Fig. 8) pueden usarse para facilitar el flujo de producción,
por ej., para aislar las tuberías ascendentes individuales
contra las frías temperaturas submarinas, o alternativamente para
calentarlas, como por inyección de vapor o agua caliente en el
espacio anular. Por supuesto, el sistema de tubería ascendente
también puede comprender un solo tubo o un grupo de tubos, sin
cubierta exterior.
En las Fig. 7-10 se ilustran
realizaciones alternativas de sistemas de tubo ascendente con
tensado inferior 10. El sistema ilustrado en la Fig. 7 es similar
al que se muestra en la Fig. 5, exceptuando el hecho de que el
conducto 12 incluye un "centralizador", o tubo central 44
(véase la Fig. 8) la función del cual es soportar las cargas de
tensión en los tubos ascendentes. Este tubo central se extiende
hacia abajo desde el grupo de la cubierta exterior y los tubos
ascendentes individuales 14 y está conectado de forma pivotante al
pilotaje telescópico 36 mediante una junta universal 38. En esta
realización, el pilotaje telescópico también comprende el peso de
tensado de la conexión del extremo inferior y conjunto de tensado
26.
En la realización ilustrada en la Fig. 9, el
extremo inferior del conducto 12 está conectado de forma giratoria
a una barra de plomada 46. La barra de plomada posee una placa base
48 que contiene una pluralidad de aperturas en su extremo inferior.
Una base de guía 50, que descansa sobre el lecho marino y se
estabiliza por su propio peso, incluye una pluralidad de postes de
guía en posición vertical 52, cada uno de los cuales se introduce
en una de las correspondientes aperturas de la placa base. La barra
de plomada, y por lo tanto, el extremo inferior del conducto, está
así limitada a moverse solo verticalmente en respuesta a
movimientos de la plataforma flotante, y la tensión inferior del
conducto se consigue mediante el peso de la barra de plomada.
En la realización ilustrada en la Fig. 10, el
conducto del tubo ascendente 12 está conectado por una junta
pivotante 38 a un peso de tensado 32. El peso de tensado, a su vez,
está sujeto de forma pivotante a los extremos superiores de tres
brazos rígidos 54. Los extremos inferiores de los brazos están
sujetos de forma pivotante a una zapata 56 respectiva que está
limitada a deslizarse horizontalmente dentro de un raíl guía
horizontal 58 respectivo sujeto al lecho marino 16. Esta
disposición, al igual que las de otras realizaciones, limita el
extremo inferior del conducto contra el movimiento horizontal,
permitiendo que se mueva libremente en dirección vertical y a
pivotar libremente sobre su extremo inferior como respuesta a
movimientos de la plataforma flotante.
La Figura 11 ilustra la configuración del
sistema de tubo ascendente con tensado inferior 10 de la presente
invención antes y después del movimiento de una plataforma flotante
asociada 60, respectivamente. En la Fig. 12 se ilustra una vista en
alzado parcial ampliada del sistema de tubo ascendente de la Fig.
11, que muestra la combinación del avance vertical y movimiento
pivotante del extremo inferior del sistema de tubo ascendente para
alojar el movimiento de superficie de la plataforma flotante.
El sistema de tubo ascendente con tensado
inferior 10 de la presente invención es aplicable a una gran
variedad de instalaciones. En efecto, puede usarse una gran
variedad de tipos de tubo ascendente de producción y servicio para
conectar el equipo submarino a la plataforma flotante, lo cual
incluye tubería única, tubería en tubería, grupos de tuberías
(es decir, con o sin cobertura exterior y con o sin una
tubería central), aislados o no. El sistema de tubo ascendente
también puede incluir líneas de servicio, umbilicales, líneas de
inyección, líneas de elevación de gas, líneas de calentamiento
activo y líneas de monitorización de un tipo conocido por los
expertos en la técnica. Asimismo, el sistema de tubo ascendente
puede desplegarse en sistemas de terminación en superficie o
submarinos o combinaciones de ellos, por ej., con árboles secos o
los llamados "árboles divididos".
Las muchas ventajas del nuevo sistema de tubo
ascendente incluye el hecho de que no son necesarias tanques de
flotación, puesto que la plataforma flotante proporciona flotación
económica para soportar el sistema. Como es necesaria menos tensión
en el tubo elevado, se le aplica menos. El extremo inferior y el
peso de tensado debe proporcionar solo una parte fraccionaria de la
tensión necesaria en el sistema, y como el peso de tensado no
puede inundarse accidentalmente, el sistema es más seguro que los
que utiliza tanques de flotación. Las configuraciones de grupo de
tuberías ascendentes evitan de forma efectiva colisiones entre
tuberías adyacentes y reduce la cantidad total de tensión
necesaria. Las configuraciones en grupo también proporcionan una
ventaja de peso, puesto que solo es necesaria una cubierta
exterior para proteger una pluralidad de tuberías ascendentes
individuales. Como el sistema de tubo ascendente comprende una
tubería de acero, es también rentable, y como el sistema es
sustancialmente vertical, se reduce la longitud total de tubería
ascendente necesaria. El sistema proporciona conexión directa a la
plataforma flotante, y puede proporcionar acceso directo al pozo,
al igual que en sistemas convencionales de árbol seco, con tensado
superior. Puesto que no existe movimiento relativo entre el tubo
ascendente y la plataforma flotante, puede usarse tubería rígida
para conectar el sistema de tubo ascendente a la cubierta de
proceso. Las ventajas que anteceden hacen factible el desarrollo de
tubos ascendentes en las aguas ultraprofundas.
Tal y como resultará aparente en este momento a
los expertos en la técnica, es posible aplicar muchas
modificaciones, alteraciones y sustituciones a los materiales,
métodos y configuraciones de los sistemas de tubo ascendente de la
presente invención sin alejarse de su espíritu y alcance. En
consecuencia, el alcance de la presente invención no debe limitarse
a las realizaciones particulares descritas e ilustradas en esta
memoria, puesto que estas son de naturaleza meramente ejemplar. En
lugar de eso, el alcance de la presente invención debe ser
proporcional al de las reivindicaciones anexas y a sus equivalentes
funcionales.
\vskip1.000000\baselineskip
Esta lista bibliográfica mencionada por el
solicitante se ha incorporado exclusivamente para información del
lector. Pero no forma parte integrante de la documentación de la
patente europea. Aún habiéndose recopilado esta bibliografía con
sumo cuidado, no pueden excluirse errores u omisiones, por lo que la
EPO declina toda responsabilidad a este respecto.
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\bullet US 4702321 A, E. E. Horton
\bullet US 6082391 A, F. Thiebaud
\bullet GB 2347154 A
Claims (12)
1. Un sistema de tubo ascendente con tensado
inferior (10) para transportar petróleo desde un pozo petrolífero
costa afuera sobre el lecho marino a una plataforma que flota
encima, comprendiendo el sistema de tubo ascendente:
un conducto tubular (12) suspendido desde la
plataforma y que posee un extremo inferior que se extiende hacia
abajo en una dirección sustancialmente vertical y hacia el lecho
marino; y,
un conjunto de conexión y tensado (26) dispuesto
en el extremo inferior del conducto, comprendiendo el conjunto de
conexión y tensado (26):
una conexión flexible (28) que conecta el
extremo inferior del conducto al pozo;
un peso (32) que aplica una tensión vertical al
conducto;
caracterizado por el hecho de que el
conjunto de conexión y tensado (26) comprende medios de limitación
(34) que comprenden una unión pivotante (38) y medios de
deslizamiento o de guía (40, 52, 58) para evitar sustancialmente el
movimiento horizontal del extremo inferior del conducto,
permitiendo que el conducto se mueva libremente en una dirección
vertical y a pivotar libremente alrededor de su extremo inferior en
respuesta a los movimientos de la plataforma.
2. El sistema de tubo ascendente de la
reivindicación 1, en donde el conducto (12) comprende una
pluralidad de tuberías ascendentes tubulares individuales.
3. El sistema de tubo ascendente de la
reivindicación 2, en donde la pluralidad de tuberías ascendentes
tubulares individuales está dispuesta dentro de una sola cubierta
de mayor tamaño.
4. El sistema de tubo ascendente de la
reivindicación 3, comprende además una tubería central rodeada por
la pluralidad de tuberías ascendentes tubulares individuales.
5. El sistema de tubo ascendente de la
reivindicación 1, en donde los medios de limitación (34) comprenden
un pilotaje telescópico (36) conectado al extremo inferior del
conducto mediante una articulación giratoria de rótula (38) que se
desliza y retiene en una guía de pilotaje (40) hundida en el lecho
marino.
6. El sistema de tubo ascendente de la
reivindicación 5, en donde el peso (32) está dispuesto en el
conducto en su extremo inferior.
7. El sistema de tubo ascendente de la
reivindicación 5, en donde el peso (32) está dispuesto en el
pilotaje telescópico (36).
8. El sistema de tubo ascendente de la
reivindicación 1, en donde la tensión vertical del conducto está
comprendida entre alrededor de 1,05 a 1,2 veces el peso del
conducto.
9. El sistema de tubo ascendente de la
reivindicación 1, en donde los medios de limitación (34)
comprenden:
una barra de plomada (46) conectada de forma
pivotante al extremo inferior del conducto y con un extremo
inferior con una placa base (48) montada encima, conteniendo dicha
placa base una pluralidad de aperturas; y,
una base de guía (5) dispuesta en el lecho
marino y con una pluralidad de postes de guía en posición vertical
(52), en donde cada uno de ellos se introduce deslizándose en una
de las aperturas correspondientes en la placa de base.
10. El sistema de tubo ascendente de la
reivindicación 1, en donde los medios de limitación (34)
comprenden:
el peso (32) que está conectado al extremo
inferior del conducto mediante una unión pivotante (38);
tres raíles de guía (58) fijados al lecho
marino; y,
tres brazos rígidos (54), cada uno con un
extremo superior sujeto de forma pivotante al peso y un extremo
inferior sujeto de forma pivotante a una zapata respectiva, y en
donde cada una de las zapatas se retiene en uno de los raíles de
guía correspondientes para el movimiento horizontal.
11. El sistema de tubo ascendente de la
reivindicación 1, en donde la conexión (28) comprende acero o
elastómero flexible.
12. El sistema de tubo ascendente de la
reivindicación 1, en donde la conexión (28) incluye un codo radial,
y en donde el codo tiene un radio de alrededor de
5-10 veces el diámetro del conducto.
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