ES2295893T3 - Tubo ascendente de pozo petrolifero costa afuera tensado en su extremo inferior. - Google Patents

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ES2295893T3 ES04753370T ES04753370T ES2295893T3 ES 2295893 T3 ES2295893 T3 ES 2295893T3 ES 04753370 T ES04753370 T ES 04753370T ES 04753370 T ES04753370 T ES 04753370T ES 2295893 T3 ES2295893 T3 ES 2295893T3
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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.
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Antecedentes de la invención 1. Campo de la invención
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.
2. Descripción de la técnica relacionada
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.
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.
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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.
Breve resumen de la invención
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.
Breve descripción de las distintas vistas de los dibujos
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;
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.
Descripción detallada de la invención
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.
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Bibliografía mencionada en la descripción
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.
Documentación de la patente mencionada en la descripción
\bullet US 6431284 B, L. D. Finn
\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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