ITMI20081163A1

ITMI20081163A1 - Apparato per il miglioramento della sicurezza e del recupero dei pozzi e procedimento di installazione dello stesso

Info

Publication number: ITMI20081163A1
Application number: IT001163A
Authority: IT
Inventors: Renzo Domenico Di
Original assignee: Eni Spa
Priority date: 2008-06-26
Filing date: 2008-06-26
Publication date: 2009-12-27
Also published as: BRPI0914744A2; WO2009156168A1; CN102105649A; CA2728304C; EG26378A; CA2728304A1; EP2307663B1; CN102105649B; US20110155387A1; EP2307663A1; AP2011005551A0; DK2307663T3; US8616287B2; AU2009262498A1

Description

DESCRIZIONE

La presente invenzione descrive un apparato e il relativo procedimento di installazione per il miglioramento della sicurezza e del recupero dei pozzi.

La presente invenzione è un innovativo sistema che può essere utilizzato in qualsiasi pozzo di produzione per l’estrazione di petrolio o gas, sia esso on-shore che off-shore. Il sistema è progettato per proteggere i pozzi in produzione da qualsiasi danneggiamento subito dalla testa pozzo e dalle parti immediatamente sottostanti migliorando la sicurezza del pozzo stesso. Rispetto alla tecnologia oggi utilizzata, il sistema è progettato per consentire un veloce, agevole e economico ripristino della funzionalità del pozzo stesso, grazie alla possibilità di sostituire gli elementi di connessione danneggiati. Il sistema, pur essendo applicabile in qualsiasi contesto, si rivela particolarmente indicato per un utilizzo ove maggiori sono i rischi che i pozzi subiscano danneggiamenti. Esso è quindi indicato per pozzi a terra, da piattaforma o sottomarini esposti a possibili danneggiamenti dovuti a cause naturali quali tempeste, onde anomale, tifoni, passaggio di iceberg, deriva di ghiacci superficiali o ad eventi accidentali quali incendi, esplosioni, caduta di attrezzature particolarmente pesanti o danneggiamenti da impatto con navi.

L’apparato per il miglioramento della sicurezza e del recupero dei pozzi costituisce un innovativo sistema di sicurezza rispetto alle tecnologie attualmente in uso, poiché migliora la sicurezza dei pozzi in produzione nel caso di incidente alla testa pozzo.

Esso aggiunge al livello di sicurezza offerto dalle SSSVs posizionate ad una profondità opportuna, un maggior livello di sicurezza intrinseca dato dalle SSSVs installate al di sotto del DSTH in posizione sicuramente riparata e protetta rispetto alla testa pozzo.

Il DSTH e le due SSSVs costituiscono un’ulteriore barriera di sicurezza per l’annulus poiché sono in grado di isolare, oltre alla stringa di produzione (production tubing), anche l’annulus. Inoltre, in caso di incidente alla testa pozzo, la stringa di produzione, rimane ancorata al DSTH evitando di scaricare il proprio peso sul packer di fondo pozzo.

Con i sistemi di sicurezza tradizionali, è garantita solo la chiusura della stringa di produzione per mezzo di SSSV, mentre l’annulus rimane isolato dal giacimento solo per mezzo del packer.

Il vantaggio principale del sistema consiste però nella possibilità di recuperare gli elementi del pozzo eventualmente danneggiati e di consentire la loro sostituzione con elementi nuovi, consentendo il ripristino della funzionalità del pozzo stesso senza intervenire al disotto della DSWH e DSTH.

Come ulteriore vantaggio, qualora per ragioni di sicurezza o altro non sia raccomandabile installare attrezzature per il monitoraggio dei parametri della produzione immediatamente dopo la croce, può essere installata strumentazione con funzionalità equivalente ma costruita per essere utilizzata in pozzo direttamente sul tubing di produzione che connette il DSTH alla croce. Potranno quindi essere installati in posizione protetta strumenti per il monitoraggio di parametri di stato quali pressione e temperatura, o funzionali quali misuratorie di portata (flowmeter), ecc.

L’apparato, oggetto della presente invenzione, per il miglioramento della sicurezza e del recupero dei pozzi da installarsi in pozzi petroliferi comprendente una Deep Set Well Head (DSWH) (Testa Pozzo Profonda), un Casing Receptacle (Alloggiamento della Testa Pozzo Profonda) (1), un Deep Set Tubing Hanger (DSTH) (Elemento di sospensione della stringa di produzione)(2), Sub Surface Safety Valves (SSSVs) (Valvole di sicurezza)(12)(13) con una o due Control line (Linee di controllo) indipendenti ed Elementi di connessione tra il DSTH e testa pozzo caratterizzato dal fatto che:

a. la Deep Set Well Head (DSWH), ubicata ad opportuna profondità, termina i casings sottostanti utilizzati per la costruzione del pozzo e dotati del sistema di sconnessione e riconnessione con casings o risers di collegamento (14, 15, 19, 25) con la testa pozzo tradizionale;

b. il Casing Receptacle (1), al cui interno è alloggiato il DSTH (2), è dotato di:

• Interfaccia per l’alloggiamento del DSTH;

• Interfacce degli elementi di tenuta idraulica (5) e meccanica (3) per la realizzazione della tenuta tra DSTH e Casing Receptacle;

• Interfaccia (25) per la connessione al casing o riser di produzione;

c. il Deep Set Tubing Hanger (DSTH) ( 2) è dotato di:

• Almeno due passaggi per il tubing di produzione (11) e per il controllo dell’ annulus (production tubing e annulus tubing) (20);

• Connessioni e passaggi idraulici (24) per il controllo delle SSSVs;

• Interfaccia superiore (6) per elementi di connessione alla testa pozzo (Gruppo di interfaccia) che permetta la sconnessione degli elementi stessi e successiva reinstallazione;

• Interfaccia per l’alloggiamento delle tenute (9) all’interno del Casing Receptacle;

• Adatto sistema di bloccaggio (8) su Casing Receptacle basato su elementi di bloccaggio mobili radialmente e azionabile pressurizzando un dispositivo idraulico dedicato,

d. Gli Elementi di connessione tra il DSTH e testa pozzo tradizionale sono capaci di:

• connettere (21) il tubing di produzione alla testa pozzo di superficie; • connettere (24) le SSSVs alla testa pozzo per mezzo delle Control line (Linee idrauliche di controllo);

e dotati di:

• Apposite interfacce (6) con il DSTH per permettere la sconnessione e successiva riconnessione.

• Giunti di espansione (Expansion joints) (22)(23) per facilitare l’installazione.

• Sistema di bloccaggio (8) sul DSTH basato su elementi mobili radialmente e azionabile idraulicamente,

essendo i Casings, Risers e Conductor Pipe dotati di connessioni ad altezza superiore del DSTH.

Nel DSWH i casings utilizzati per la costruzione del pozzo possono anche essere dotati di tenute idrauliche che isolano i vari annulus, essendo la DSWH collegata alla testa pozzo tradizonale mediante risers. Un elemento di connessione capace di connettere il tubing di controllo dell’annulus alla testa pozzo tradizionale è consigliabile essere presente.

Il controllo dell’annulus può essere privo di elemento di connessione tra DSTH e croce di produzione tradizionale.

Le interfacce di tenuta (5) e (9) sono preferibilmente di materiale metallico.

Una sola linea di controllo può essere presente per il controllo di entrambe le SSSVs.

Le SSSVs possono essere integrate nel DSTH: in tal caso le SSSVs non saranno più delle attrezzature tradizionali e disponibili sul mercato, ma dovranno essere opportunamente modificate per essere alloggiati all’interno del DSTH.

Di fatto all’interno del DSTH si disporranno opportuni fori che sostituiranno le camicie esterne delle SSSVs. Quindi all’interno di questi fori saranno alloggiati i componenti delle SSSVs.

I casings possono essere preferibilmente terminati e isolati idraulicamente nel DSWH, quindi in superficie non vi saranno collegamenti con gli annulus dei vari casings: in questo caso il Casing Receptacle può essere installato al di sopra del DSWH e sarà collegato alla testa pozzo tradizionale tramite opportuni risers.

Il sistema è installato sotto il livello del terreno o del fondo del mare, e comunque ad una distanza di sicurezza dalla testa pozzo tale da non poter essere danneggiato a causa di azioni esterne di carattere meccanico o dovute al calore di un eventuale incendio del pozzo stesso o di quelli vicini.

Il peso della stringa di produzione, è sostenuto dal DSTH e trasmesso al suo alloggiamento che è parte della DSWH.

Le SSSVs garantiscono, nell’eventualità che la testa pozzo venga danneggiata, la chiusura completa del pozzo, cioè della stringa di produzione e dell’annulus.

Il Casing Receptacle, è alloggiato in una DSWH la cui caratteristica consiste, oltre a terminare i casings utilizzati per costruire il pozzo, nel permettere il collegamento e lo scollegamento, e quindi la sostituzione, dei casings/risers che la collegano alla testa pozzo.

La DSWH utilizzata è un sistema esistente, tecnologicamente consolidato e già presente sul mercato. La versione integrata nell’apparato della presente invenzione è in un’implementazione adatta alle specifiche esigenze di tale sistema.

La DSWH può essere configurata in modo da prevedere che tutti i casings siano riportati a giorno se le condizioni ambientali e funzionali del pozzo lo richiedono, oppure che i casing siano terminati a livello della DSWH stessa e siano riportati a giorno solo i riser ritenuti necessari.

In funzione della configurazione adottata, la DSWH integra o meno elementi di tenuta atti a sigillare gli annulus in corrispondenza della DSWH stessa.

Ulteriore oggetto della presente invenzione è il procedimento per l’installazione dell’apparato caratterizzato dal fatto di essere effettuato in un’unica discesa che comprende anche gli elementi di connessione insieme alla batteria di produzione per il completamento del pozzo.

Nel seguito della descrizione della domanda si fa riferimento a 10 figure che rappresentano altrettanti disegni schematici; in particolare:

o la fig. 1 mostra una sezione principale dell’apparato rivendicato comprendente tutti i principali componenti del sistema;

o la fig. 2 mostra l’assieme del DSTH; o la fig. 3 mostra il gruppo di interfaccia degli elementi di connessione al DSTH;

o la fig. 4 mostra il Gruppo di interfaccia montato sul DSTH all’interno del Casing Receptacle;

o la fig. 5 mostra il sistema di alloggiamento e supporto dei casings nella DSWH;

o la fig. 6 mostra gli elementi del sistema che vengono scesi e alloggiati nella DSWH di fig. 5;

o la fig. 7 mostra l’apparato installato sul DSWH senza gli elementi di connessione;

o la fig. 8 mostra gli elementi di connessione;

o la fig. 9 mostra l’apparato installato sul DWSH;

o la fig. 10 mostra l’apparato nel caso di una singola connessione per la linea di produzione.

Tutti i casings/risers che collegano la DSWH alla testa pozzo tradizionale sono dotati di interfacce di connessione in grado di effettuare il collegamento strutturale e la tenuta idraulica degli elementi grazie ad elementi di tenuta metallici (Metal to Metal sealing).

Sopra il DSTH si trovano gli elementi di connessione della stringa di produzione, di controllo dell’annulus e le linee di controllo idraulico delle SSSVs che si connettono alla testa pozzo.

Essi si connettono al DSTH per mezzo di un Gruppo di Interfaccia raffigurato in fig. 3 che può essere collegato e scollegato dal DSTH quando richiesto.

In caso di danneggiamento della testa pozzo gli elementi di connessione possono quindi essere sostituiti e reinstallati ripristinando velocemente l’operatività del pozzo, rimettendolo in produzione senza mai intervenire al di sotto della DSWH e senza estrarre il completamento al di sotto dell’interfaccia del DSTH.

Dopo aver opportunamente reintegrato i casings/risers (fig. 7) ed installato la testa pozzo tradizionale, la messa in opera degli elementi interni di connessione -stringa di produzione (production tubing), di controllo dell’annulus (annulus tubing), linee idrauliche di controllo (control lines) e quanto illustrato in fig. 8, avviene in una singola discesa, durante la quale vengono ripristinati anche tutti gli elementi di tenuta che sono di tipo metallico (Metal to Metal sealing). Le due stringhe di connessione sono dotate di giunti di espansione (expansion joints) per facilitarne l’installazione. Anch’essi sono dotati di elementi di tenuta del tipo metallico.

Le caratteristiche ed i vantaggi dell’apparato secondo la presente invenzione risulteranno maggiormente evidenti dalla descrizione seguente, esemplificativa e non limitativa, riferita ai disegni schematici delle figure 1-10 allegate.

Il Casing Receptacle (1) è parte integrante del casing di produzione (18). Al suo in terno è ricavato un profilo sagomato adatto ad accoppiarsi con gli Elementi di bloccaggio (3) contenuti nel Corpo (Body) (2) del DSTH. Sul Casing Receptacle è prevista la superficie per la tenuta metallica (5) che é energizzata durante la messa in opera del sistema. Il Casing Receptacle è collegato alla testa pozzo mediante il Casing o Riser di produzione (25). Il DSTH viene fissato pressurizzando un dispositivo idraulico che aziona un Manicotto (Setting Sleeve) (4). Il Manicotto è forzato a muoversi verso il basso espandendo radialmente gli Elementi di bloccaggio (3). Il peso della stringa di produzione (11) assicura la forza di energizzazione della tenuta metallica (5). Un dispositivo di bloccaggio (non schematizzato) impedisce al Manicotto stesso di arretrare allentando la pressione sugli Elementi di bloccaggio.

Il Manicotto (4) è inoltre dotato di una interfaccia che consente il suo aggancio ad un apposito utensile (retrieving tool) in grado di effettuare l’estrazione del DSTH e di tutto il completamento sottostante, quando richiesto.

In questo caso il pozzo rimane aperto come illustrato in fig. 5.

Il Corpo (Body) (2) è dotato di due passaggi interni principali: il primo collegato alla stringa di produzione (Production Tubing) (11) ed il secondo (20) che assicura il controllo dell’annulus. Esso è inoltre dotato di due passaggi minori per il controllo delle SSSVs.

La fig. 2 mostra una sezione dell’ assieme del DSTH senza gli elementi di connessione (situazione del pozzo in caso di top workover).

Il Corpo del DSTH (2) si interfaccia in alto con il Corpo del gruppo di interfaccia (Interface Body) (6), cui arrivano le stringhe (20), (21) e le linee di controllo idraulico (24) (vedere anche fig. 3). Tra il Corpo del gruppo di interfaccia (6) ed il Corpo (2) del DSTH sono previste delle tenute metalliche (9) e (10) per garantire l’isolamento della pressione nella stringa di produzione (Production tubing) e dell’annulus, e le tenute delle linee idrauliche di controllo (24) delle SSSVs (12) e (13).

Le linee idrauliche di controllo (24), provenienti dalla testa pozzo di superficie, corrono lungo le stringhe di connessione (connection tubing) (20) e (21) e si connettono a due passaggi interni al Corpo del Gruppo di interfaccia (Interface Body) (6). Tali passaggi si accoppiano con delle tenute del tipo metallico ai corrispondenti passaggi interni al DSTH. Alla parte inferiore del DSTH sono collegate le linee di controllo che arrivano alle SSSVs. Il Corpo del Gruppo di interfaccia (6) è connesso per mezzo di due Giunti calibrati (Calibrated Joints) (16) e (17) alla Stringa di connessione (Connection tubing) (21) e alla stringa di controllo all’annulus (Annulus tubing) (20) che, assieme alle linee di controllo (24) vanno alla testa pozzo. I Giunti calibrati (16) e (17) hanno lo scopo di creare un punto debole definito e calibrato nelle stringhe (tubings) di collegamento. Sotto l’azione di una forza esterna definita, essi cedono separando le Stringhe dal Gruppo di interfaccia, permettendo quindi il recupero di tali elementi senza danneggiare le parti sottostanti. Essi sono posizionati per permettere, dopo l’attivazione, la discesa di un tool di recupero. Esso agganciandosi al Manicotto (Sleeve) (7) consente il recupero del Gruppo di interfaccia che si scollega dal DSTH.

Il Gruppo di interfaccia è installato all’interno del DSTH e ancorato allo stesso per mezzo degli Elementi di bloccaggio (8) che si espandono radialmente sino ad accoppiarsi ad un profilo sagomato ricavato all’interno del corpo (Body) del DSTH (2). Gli Elementi di bloccaggio (8) vengono attivati dal Manicotto del gruppo di interfaccia (Interface Setting Sleeve) (7) azionato idraulicamente.

Gli elementi del Gruppo di interfaccia sono illustrati nella fig. 3 che mostra anche le interfacce tra gli elementi di connessione e il DSTH.

Per permettere una facile installazione del DSTH nel Casing Receptacle, e relativo collegamento alla testa pozzo (spezzonaggio), due Giunti di espansione (expansion joints) (22) e (23) sono presenti sulle stringhe di produzione (production tubing) (21) e di controllo dell’annulus (annulus tubing) (20)(Vedere anche fig. 4). Tali giunti hanno una corsa di circa un metro e sono dotati di tenute metalliche. Essi vengono bloccati in posizione e le loro tenute energizzate appena eseguito il collaudo della croce di produzione a fine installazione.

Sempre in fig. 1 sono rappresentate le interfacce di connessione colonne di rivestimento (Casing Connection Interface) (14) e (15) e l’elemento di connessione del Conductor (Conductor Pipe, Connection Element)(19).

Viene descritta ora una procedura d’installazione preferita.

Le operazioni di installazione e messa in funzione dell’invenzione sono schematicamente descritte di seguito:

• il pozzo è realizzato con le tecniche attualmente in uso sino ad aver posto in opera la DSWH completa come da fig.

5. Essa include quindi il casing di produzione che comprende il Casing Receptacle;

• l’assieme di fig. 4 comprendente le parti del sistema contenute nel Casing Receptacle (1), composto dagli assiemi DSTH e Gruppo di interfaccia, viene preassemblato e collaudato in officina;

• l’assieme composto dal DSTH, dal Gruppo di interfaccia con i giunti calibrati e le relative linee di controllo viene installato assieme al completamento e collaudato evitando di espandere gli Elementi di bloccaggio (3); • durante la stessa discesa vengono installati i Giunti di espansione (expansion joints) (22) e (23), intercalati alle stringhe di produzione e controllo dell’ annulus (tubings) sino a poter effettuare l’installazione del tubing hanger della testa pozzo tradizionale. La fig. 6 mostra gli elementi del sistema che vengono scesi e alloggiati nella DSWH di fig. 5;

• dopo l’esecuzione dello “spezzonaggio” in modo da avere il DSTH posizionato all’interno del Casing Receptacle ed il Tubing Hanger installato nella flangia di ancoraggio (Tubing Spool) della testa pozzo tradizionale, si eseguono tutti i collegamenti e collaudi delle linee di controllo (control lines) presenti, quindi si installa l’assieme;

• si installa e collauda la testa pozzo tradizionale;

• si esegue il fissaggio del DSTH;

• vengono attivati i giunti di espansione (expansion joints);

• l’intero sistema, DSTH e giunti di espansione, viene collaudato a pressione.

Viene descritta ora una procedura di recupero del pozzo utilizzando l’apparato in accordo all’invenzione.

In seguito al danneggiamento della testa pozzo tradizionale o della parte immediatamente sottostante, si suppone che gli elementi di connessione tra il DSTH e la testa pozzo quali: Conductor Pipe (19), Casing Riser (14), (15) e (25), Stringhe (Tubings) (20) e (21), Linee idrauliche di controllo (Control lines) (24) o quelli di essi effettivamente presenti, siano stati permanentemente deformati o divelti in modo tale da rendere inutilizzabile il pozzo stesso.

Le SSSVs poste sotto al DSTH risultano chiuse e l’efflusso di idrocarburi è interrotto.

Le operazioni che devono essere compiute per ripristinare l’integrità strutturale e funzionale del pozzo sono schematicamente descritte di seguito:

• Utilizzando i modi e le tecniche possibili, tutte i casings (risers) e le stringhe (tubings) devono essere tagliati ad un livello tale che le sezioni sottostanti siano sicuramente integre (fig. 9)). Le parti danneggiate dovranno essere rimosse.

• Utilizzando gli appositi tools, la parte integra del Conductor pipe viene rimossa sconnettendo la giunzione predisposta. Il conductor pipe viene reintegrato a giorno.

• Vengono recuperati e reintegrati gli altri casings/risers con la relativa ricostruzione della testa pozzo tradizionale.

• Vengono recuperate le due stringhe di produzione e controllo dell’annulus (production tubing e annulus tubing) con tiro che determina la rottura dei giunti calibrati (calibrated joints). • Viene estratto il Gruppo di interfaccia utilizzando un tool specifico. Si ottiene la configurazione illustrata in fig. 7.

A questo punto si possono eseguire le operazioni necessarie a ripristinare la funzionalità del pozzo.

Viene descritta ora una procedura di ripristino della funzionalità del pozzo utilizzando l’apparato in accordo all’invenzione.

Le operazioni che devono essere compiute per ripristinare la funzionalità del pozzo sono schematicamente descritte di seguito:

• Viene preassemblato e collaudato l’ assieme Gruppo di Interfaccia di fig.

3 comprendente il Corpo (6) con i Giunti Calibrati (16) e (17), il sistema di bloccaggio sul DSTH e la relativa linea di controllo (24) per il controllo delle SSSVs.

• Durante la stessa discesa vengono installati i giunti di espansione (expansion joints) (22) e (23) intercalati alle stringhe (Tubing) sino a poter effettuare l’installazione del Tubing Hanger. L’assieme è illustrato in fig.8.

• Dopo l’esecuzione dello “spezzonaggio” (space out) in modo da avere il Gruppo d’interfaccia posizionato all’interno del DSTH ed il Tubing Hanger di superficie installato nella flangia di ancoraggio Spool), si eseguono tutti i collegamenti e collaudi delle linee di controllo presenti, quindi si installa l’assieme.

• Si esegue l’installazione e il collaudo della testa pozzo tradizionale. • Si esegue il fissaggio del Corpo del Gruppo di Interfaccia (Interface Body) (6) attivando le varie tenute.

• Vengono attivati i Giunti di espansione.

• L’intero sistema, DSTH e Giunti di espansione, viene collaudato.

La funzionalità del pozzo è così ripristinata.

Claims

RIVENDICAZIONI 1. Apparato per il miglioramento della sicurezza e del recupero dei pozzi da installarsi in pozzi petroliferi comprendente una Deep Set Well Head (DSWH) (Testa Pozzo Profonda), un Casing Receptacle (Alloggiamento della Testa Pozzo Profonda) (1), un Deep Set Tubing Hanger (DSTH) (Elemento di sospensione della stringa di produzione)(2), Sub Surface Safety Valves (SSSVs) (Valvole di sicurezza)(12)(13) con una o due Control line (Linee di controllo) indipendenti ed Elementi di connessione tra il DSTH e testa pozzo caratterizzato dal fatto che: d. la Deep Set Well Head (DSWH), ubicata ad opportuna profondità, termina i casings sottostanti utilizzati per la costruzione del pozzo e dotati del sistema di sconnessione e riconnessione con casings o risers di collegamento (14, 15, 19, 25) con la testa pozzo tradizionale; e. il Casing Receptacle (1), al cui interno è alloggiato il DSTH (2), è do tato di: • Interfaccia per l’alloggiamento del DSTH; • Interfacce degli elementi di tenuta idraulica (5) e meccanica (3) per la realizzazione della tenuta tra DSTH e Casing Receptacle; • Interfaccia (25) per la connessione al casing o riser di produzione; f. il Deep Set Tubing Hanger (DSTH) ( 2) è dotato di: • Almeno due passaggi per il tubing di produzione (11) e per il controllo dell’annulus (production tubing e annulus tubing) (20); • Connessioni e passaggi idraulici (24) per il controllo delle SSSVs; • Interfaccia superiore (6) per elementi di connessione alla testa pozzo (Gruppo di interfaccia) che permetta la sconnessione degli elementi stessi e successiva reinstallazione; • Interfaccia per l’alloggiamento delle tenute (9) all’interno del Casing Receptacle; • Adatto sistema di bloccaggio (8) su Casing Receptacle basato su elementi di bloccaggio mobili radialmente e azionabile pressurizzando un dispositivo idraulico dedicato, d. Gli Elementi di connessione tra il DSTH e testa pozzo tradizionale sono capaci di: • connettere (21) il tubing di produzione alla testa pozzo di superficie; • connettere (24) le SSSVs alla testa pozzo per mezzo delle Control line (Linee idrauliche di controllo); e dotati di: • Apposite interfacce (6) con il DSTH per permettere la sconnessione e successiva riconnessione. • Giunti di espansione (Expansion joints) (22)(23) per facilitare l’installazione. • Sistema di bloccaggio (8) sul DSTH basato su elementi mobili radialmente e azionabile idraulicamente, essendo i Casings, Risers e Conductor Pipe dotati di connessioni ad altezza superiore del DSTH.
2. Apparato come da rivendicazione 1 dove nel DSWH i casings utilizzati per la costruzione del pozzo sono anche dotati di tenute idrauliche che isolano i vari annulus, essendo la DSWH collegata alla testa pozzo mediante risers.
3. Apparato come da rivendicazione 1 dove un elemento di connessione capace di connettere il tubing di controllo dell’annulus alla testa pozzo di superficie è presente.
4. Apparato come da rivendicazione 1 dove le interfacce di tenuta (5) e (9) sono di materiale metallico.
5. Apparato come da rivendicazione 1 dove una linea di controllo è presente è presente per il controllo di entrambe le SSSVs.
6. Apparato come da rivendicazione 1 dove il controllo dell’annulus è privo di elemento di connessione tra DSTH e croce di produzione tradizionale.
7. Apparato come da rivendicazione 1 dove i casings sono terminati e isolati idraulicamente nel DSWH.
8. Apparato come da rivendicazione 7 dove il Casing Receptacle viene installato al di sopra del DSWH.
9. Procedimento per l’installazione dell’apparato come da almeno una delle rivendicazioni da 1 a 8 caratterizzato dal fatto di essere effettuato in un’unica discesa che comprende anche gli elementi di connessione insieme alla batteria di produzione per il completamento del pozzo.