ITMI20111112A1 - Impianto per lo sfruttamento di giacimenti di fluidi naturali, quali per esempio petrolio, gas naturale o altri fluidi estratti a base di idrocarburi - Google Patents

Description

IMPIANTO PER LO SFRUTTAMENTO DI GIACIMENTI DI FLUIDI NATURALI, QUALI PER ESEMPIO PETROLIO, GAS NATURALE O ALTRI FLUIDI ESTRATTI A BASE DI IDROCARBURI

Campo dell’invenzione

[1] La presente invenzione riguarda un impianto per lo sfruttamento di giacimenti subacquei di fluidi naturali, quali per esempio petrolio, gas naturale o altri fluidi estratti a base di idrocarburi. Più in particolare l’invenzione riguarda un impianto di estrazione tramite croce di produzione orizzontale.

Stato della tecnica

[2] Per sfruttare al meglio giacimenti di idrocarburi sottomarini già maturi à ̈ quasi sempre necessario realizzare nuovi pozzi a distanze, in direzione orizzontale dalla piattaforma di produzione preesistente, tali da richiedere traiettorie di pozzo con inclinazioni troppo basse, e quindi troppo difficoltose o costose per essere gestite direttamente dalla piattaforma di produzione stessa. Pertanto in tali casi si potrebbe pensare di gestire i pozzi periferici con apposite piattaforme di produzione secondarie, dette correntemente “monotubo†, di dimensioni più piccole di quella principale. La costruzione di tali piattaforme secondarie presenta comunque diversi inconvenienti: essendo più piccole della piattaforma principale sono più vulnerabili agli attacchi terroristici, ed essendo meno visibili sono più a rischio di essere urtate o comunque danneggiate dalle navi in transito; allo stesso tempo, essendo in parte emerse, deturpano il paesaggio.

[3] Per evitare questi inconvenienti delle piattaforme secondarie à ̈ noto gestire i pozzi secondari con delle croci di produzione 1 poste sul fondale marino, convogliando gli idrocarburi estratti alla piattaforma principale 3 con una conduttura 5, detta comunemente linea di produzione sottomarina ( sealine ). E’ noto comandare le attuali croci di produzione sottomarine 1 ciascuna con una linea multipla 5 relativamente molto flessibile chiamata “ombelicale di controllo†, control umbilical in inglese (Figura 1). In Figura 1 il riferimento P indica un pozzo per l’estrazione di idrocarburi, i riferimenti G indicano giacimenti di idrocarburi in corso di sfruttamento, il riferimento M indica il mare e il riferimento SM indica il suolo al disotto del mare.

[4] Le croci di produzione sottomarine sono attualmente azionate a distanza tramite azionamenti idraulici. Pertanto l’ombelicale di controllo à ̈ sostanzialmente un fascio di tubi comprendente la conduttura per il passaggio degli idrocarburi estratti, due o più tubazioni per la mandata e il ritorno dell’olio dei circuiti idraulici di azionamento e un fascio di cavi elettrici di alimentazione e segnale per la strumentazione elettrica della croce di produzione. Il circuito idraulico di azionamento à ̈ alimentato da un’unità comprendente una pompa, il relativo motore di azionamento e il serbatoio dell’olio o altro fluido idraulico; tale unità à ̈ situata solitamente sulla piattaforma principale 3. Tuttavia, per distanze orizzontali superiori a 6 km il controllo della croce di produzione diventa difficoltoso e i costi dell’ombelicale di controllo noto diventano troppo elevati, rendendo economicamente non conveniente lo sviluppo del pozzo satellite.

[5] Pertanto uno scopo della presente invenzione à ̈ ovviare agli inconvenienti dei sistemi noti più sopra descritti per sfruttare giacimenti di idrocarburi tramite ombelicale di controllo e croce di produzione sommersa, in particolare permettendo di ridurre i costi dell’ombelicale di controllo e aumentare la massima distanza in orizzontale e/o la massima profondità del pozzo alle quali lo sfruttamento di quest’ultimo à ̈ economicamente conveniente.

Sommario dell’invenzione

[6] Questo e altri scopi secondo la presente invenzione sono raggiunti realizzando un impianto per lo sfruttamento di giacimenti di fluidi naturali, quali per esempio petrolio, gas naturale o altri fluidi estratti a base di idrocarburi, avente le caratteristiche secondo la rivendicazione 1.

Ulteriori caratteristiche del dispositivo sono oggetto delle rivendicazioni dipendenti.

[7] I vantaggi conseguibili con la presente invenzione trovato risulteranno più evidenti, al tecnico del settore, dalla seguente descrizione dettagliata di un esempio di realizzazione particolare a carattere non limitativo, illustrato con riferimento alle seguenti figure schematiche.

Elenco delle Figure

Figura 1 mostra, in sezione verticale, un impianto di tipo noto per lo sfruttamento di un giacimento sottomarino di idrocarburi;

Figura 2 mostra, in sezione verticale, un impianto per lo sfruttamento di un giacimento sottomarino di idrocarburi, secondo una forma di realizzazione preferita dell’invenzione;

Figura 3 mostra, in vista laterale, uno schema funzionale elettrico e fluidico dell’impianto di Figura 2;

Figura 4 mostra una sezione, secondo un piano longitudinale, della croce di produzione dell’impianto di Figura 2;

Figura 5 mostra uno schema funzionale elettrico e fluidico della croce di produzione di Figura 4;

Figura 6 mostra una struttura di protezione utilizzabile per installare e proteggere sul fondale di installazione la croce di produzione di Figura 4.

Descrizione dettagliata

[8] Le Figure 2-6 sono relative a un impianto per lo sfruttamento di giacimenti sottomarini di petrolio, gas naturale o altri fluidi estratti a base di idrocarburi, secondo una forma di realizzazione preferita dell’invenzione. Tale impianto, indicato con il riferimento complessivo 10, può comprendere una prima parte di superficie e una seconda parte sottomarina. La prima parte di superficie può comprendere una piattaforma petrolifera 3’ sulla quale sono preferibilmente collocati (Figura 3):

-un sistema di distribuzione elettrica di potenza 101, correntemente anche chiamato “electrical distribution unit†o EDU;

-un sistema di terminazione e collegamento del sistema di superficie 102, correntemente anche chiamato “topside umbilical termination unit†o TUTU;

-un generatore di potenza idraulica 103, correntemente anche chiamato “hydraulic power unit†o HPU;

-un sistema di controllo principale 104, correntemente anche chiamato “master control station†o MCS.

La piattaforma petrolifera 3’ può essere per esempio sostenuta da piloni o ancorata a cavi fissi sul fondale.

La seconda parte sottomarina comprende un’assieme testa di pozzo 1’ posta su un fondale marino(Figura 2). La prima parte di superficie e la seconda parte sottomarina sono collegate da un ombelicale di controllo o altro cordone di collegamento 5’.

L’assieme testa di pozzo 1’ può essere come quello mostrato in Figura 4, e comprendere un assieme completamento produttivo del pozzo a sua volta comprendente per esempio:

-dei sistemi di sfiato per la cementazione 6 (shallow water devices);

-un connettore principale dell’assieme completamento produttivo del pozzo (subsea well connector) 7;

-un giunto di collegamento tubo di superficie (casing hanger surface casing) 9; il giunto 9 é anche chiamato anello di tenuta o VX gasket;

-una colonna di superficie (surface casing) 11;

-una colonna intermedia (intermediate casing) 13;

-una colonna di produzione (production casing) 15;

-una condotta di erogazione, chiamata anche profilo di tubaggio pozzo (tubing o casing design) 17 che termina superiormente in un giunto tubolare di collegamento per il tubo secondario di produzione (production casing hanger) 19;

-un supporto croce 20, chiamato anche giunto di collegamento per tubo di supporto (conductor pipe housing) 20.

[9] Gli elementi 7, 9, 11, 13, 15, 17, 19, hanno tutti forma sostanzialmente tubolare e sono in sé noti, come é anche in sé noto il supporto croce 20. L’assieme testa di pozzo 1’ comprende inoltre una cosiddetta croce di produzione, o albero di Natale (production cross o Christmas tree) indicato con il riferimento complessivo 21. La croce di produzione 21 poggia ed é connessa all’assieme completamento produttivo del pozzo con la necessaria tenuta idraulica tramite il giunto di collegamento tubo di superficie 9.

La croce di produzione 21 comprende:

a) un corpo valvole 25, predisposto per essere fissato sull’assieme completamento produttivo del pozzo e nel quale sono ricavati un primo 27 e un secondo condotto di estrazione 29, predisposti per far effluire il petrolio, gas naturale o altro fluido estratto dal giacimento G, all’esterno del giacimento stesso;

b) una prima 31 e una seconda valvola di controllo estrazione 33, entrambe alloggiate nel corpo valvole 25.

[10] Il primo condotto di estrazione 27 si estende coassialmente, o comunque longitudinalmente, all’asse AP del tratto del pozzo più prossimo alla superficie del fondale marino su cui la croce di produzione à ̈ situata. Il secondo condotto di estrazione 29 si dirama dal primo condotto di estrazione 27 e si estende trasversalmente a quest’ultimo, per esempio perpendicolarmente. La prima 31 e la seconda valvola di controllo estrazione 33 sono predisposte permettere, impedire o regolare reversibilmente il flusso del petrolio, gas naturale o altro fluido estratto attraverso il secondo condotto di estrazione 33 verso l’esterno della croce di produzione 21 stessa.

[11] Secondo un aspetto dell’invenzione, la croce di produzione 21 à ̈ una cosiddetta croce di produzione orizzontale, cioà ̈ almeno una delle valvole di controllo estrazione 31, 33 à ̈ disposta lungo il secondo condotto di estrazione 29, e lungo in primo condotto di estrazione 27 non à ̈ disposta alcuna valvola predisposta per permettere, impedire o regolare reversibilmente il flusso del petrolio, gas naturale o altro fluido estratto; ciò permette di effettuare interventi secondari sul pozzo per esempio con operazioni di slick line, coiled tubing o wire line (rigless, cioà ̈ senza impianto) e sempre per esempio per collegare un BOP (Blow Out Preventer) sulla testa di pozzo senza dover rimuovere completamente la croce di produzione 21 -o quantomeno il suo corpo valvole 25- dall’assieme completamento produttivo del pozzo, a differenza invece di una croce di produzione del tipo verticale. A tale scopo, preferibilmente l’estremità superiore del primo condotto di estrazione 27 à ̈ sostanzialmente rettilineo per una lunghezza opportuna. Per esempio per collegare un BOP sull’assieme testa di pozzo 1’ à ̈ sufficiente rimuovere i tappi a corona 39, 41 che durante il normale funzionamento del pozzo chiudono a tenuta l’estremità superiore della croce 21 e del primo condotto di estrazione 27.

[12] Preferibilmente almeno una tra la prima 31 e la seconda valvola di controllo estrazione à ̈ una valvola di intercettazione, cioà ̈ in grado solo di aprire e chiudere completamente il condotto lungo cui sono poste, oppure una valvola di regolazione o controllo, cioà ̈ in grado di variare con continuità o a diversi livelli, la portata che la attraversa.

[13] Secondo un aspetto dell’invenzione, le due valvole di controllo estrazione e le eventuali altre valvole predisposte per permettere, impedire o regolare reversibilmente il flusso del petrolio, gas naturale o altro fluido estratto attraverso la croce di produzione stessa 21 sono azionate da attuatori elettrici 35, 37, i quali possono essere montati per esempio all’interno del o comunque sul corpo valvole 25. Gli attuatori elettrici 35, 37 possono essere per esempio motori rotativi, motori lineari o solenoidi a seconda del tipo di valvola da azionare (Figura 4).

[14] Vantaggiosamente la prima 31 e la seconda valvola di controllo estrazione 33, e le eventuali altre valvole predisposte per permettere, impedire o regolare il flusso del fluido estratto attraverso la croce di produzione stessa non sono azionate da attuatori fluidici, quali per esempio attuatori idraulici o pneumatici, bensì solo da attuatori elettrici preferibilmente abbinati a azionamenti manuali secondo il principio di ridondanza; gli attuatori manuali possono essere a loro volta azionati per esempio da sommozzatori, palombari o bracci meccanici di robot o batiscafi.

Per contenere il peso della croce di produzione e darle un volume compatto, é preferibile evitare o limitare le interfacce di azionamento con robot sottomarini.

L’assenza di azionatori idraulici o pneumatici permette vantaggiosamente di alimentare la croce di produzione 21 tramite un ombelicale di controllo 5’ privo di tubazioni per l’alimentazione e il ritorno dell’aria compressa, dell’olio o altri fluidi di azionamento, e provvisto per esempio solo di cavi elettrici di alimentazione e segnale, ottenendo così una semplicità e snellezza che si riflette in dimensioni di ingombro minori e quindi anche in una maggiore facilità di installazione.

L’ombelicale di controllo 5’ può essere in sé attualmente noto, e per esempio dei tipi attualmente forniti dalle società Technip, Oceaneering o Saipem Energy System.

Vantaggiosamente tutte le valvole predisposte per permettere, impedire o regolare reversibilmente il flusso del petrolio, gas naturale o altro fluido estratto attraverso la croce di produzione stessa 21 sono azionate da attuatori elettrici, i quali possono essere montati per esempio all’interno del o comunque sul corpo valvole 25.

[15] Ciò permette di ridurre i costi dell’ombelicale di controllo 5’ e utilizzarlo per collegare piattaforme petrolifere sulla superficie marina a croci di produzione 21 poste su fondali marini a profondità anche di 150 metri -attualmente la massima profondità ammissibile per jack up- e oltre oppure posti a distanze in orizzontale, dalla piattaforma petrolifera madre, anche di 6,5-20 km e oltre.

Ciò inoltre comporta modifiche sulla piattaforma petrolifera 3’, e in particolare alla sua sala di controllo, molto meno pesanti rispetto a una croce di produzione sommmersa azionata con attuatori idraulici o pneumatici.

[16] Grazie all’assenza di azionatori idraulici o pneumatici la croce di produzione 21 può essere significativamente alleggerita, permettendole l’installazione sulla testa di pozzo tramite impianto di perforazione fisso (jack up) per esempio tramite il derrick dell’impianto. Ciò permette di utilizzare impianti a costo minore -indicativamente con una rata giornaliera di circa un terzo di quella di un impianto flottante- e maggiore diffusione.

Vantaggiosamente gli attuatori della croce di produzione 21 garantiscono il principio di ridondanza che fa parte del sistema sicurezza della croce di produzione. Il sistema ridondante prevede l’azionamento della valvola con un sistema elettrico ridondante, nel caso in cui si registrasse una rottura nel sistema primario. I due sistemi sono da considerarsi completamente indipendenti e sono applicati non solo alle valvole da 5 pollici ma per esempio anche a quelle da 2 pollici. Vantaggiosamente la croce di produzione 21 é dotata di un sistema di comando meccanico manuale delle valvole della croce di produzione in caso di danneggiamento contemporaneo dei due sistemi di attuatori.

Vantaggiosamente in caso di mancata potenza elettrica in superficie, si innesta automaticamente un’unità secondaria di potenza elettrica, la quale à ̈ in grado di fornire corrente elettrica a tutto il sistema sottomarino. L’unità secondaria di potenza elettrica é situata sulla piattaforma petrolifera 3’ o comunque sulla suddetta prima parte di superficie dell’impianto di sfruttamento, e può comprendere un gruppo di continuità o comunque un opportuno UPS (Universal Power Supply) quale per esempio un gruppo elettrogeno con motore a combustione termica o una batteria di accumulatori.

Vantaggiosamente anche i vari sottosistemi sulla piattaforma petrolifera 3’ o comunque della suddetta prima parte di superficie dell’impianto di sfruttamento, quali per esempio l’EDU, il TUTU, l’ HPU o lo MCS sono costruiti applicando il principio di ridondanza.

Preferibilmente la croce di produzione 21 comprende un involucro a tenuta stagna (non mostrato) che racchiude e separa a tenuta dall’acqua esterna le valvole di controllo estrazione 31, 33, le eventuali altre valvole predisposte per permettere, impedire o regolare il flusso del fluido estratto attraverso la croce di produzione stessa e i relativi azionamenti elettrici. La croce di produzione 21 à ̈ predisposta per essere installata, o comunque operare, su un fondale marino, oceanico, lacustre o fluviale.

[17] Preferibilmente l’assieme testa di pozzo 1’ à ̈ provvisto di una valvola di sicurezza a fondo pozzo, o valvola di sicurezza di fondo controllata dalla superficie (SCSSV, Surface Controlled Subsurface Safety Valve) 45, di tipo in se noto e azionata e controllata in modo esclusivamente elettrico –ed eventualmente anche manuale- dalla croce di produzione 21 tramite opportuni penetratori elettrici o comunque cablaggi elettrici (Figure 4, 5). Preferibilmente tali cablaggi di alimentazione e controllo della valvola di sicurezza a fondo pozzo 45 si interfacciano con il modulo elettrico di controllo sottomarino 47 tramite uno o più opportuni connettori 49 che possono essere esposti all’ambiente marino (wet mate), di tipo in se noto, per esempio uno o più connettori wet mate DigiTRON commercializzati dalla società EXPRO/TRONIC. Attualmente la valvola di sicurezza a fondo pozzo 45 à ̈ ad azionamento idraulico ma la croce di produzione secondo una forma di realizzazione preferita dell’invenzione ha solo penetrazioni elettriche. Questa standardizzazione permette una maggiore semplicità nella fase di ingegneria dei componenti, di produzione del sistema, delle operazioni a bordo dell’impianto di perforazione. Inoltre l’inserimento della valvola di sicurezza elettrica 45 permette di rimuovere una valvola, altrimenti importante, sul corpo croce di produzione. Questo giova al peso e alla compattezza del sistema stesso.

Il modulo elettrico di controllo sottomarino 47, chiamato anche modulo di comando elettrico o SEM (subsea electrical module) comprende un’opportuna unità logica e una pluralità di porte di ingresso e/o uscita di segnale o di potenza per comandare i vari attuatori elettrici della croce di produzione 21’ /o scambiare dati con essi.

Il modulo elettrico di controllo sottomarino 47 é preferibilmente montato sulla croce di produzione 21’ stessa, per esempio sul suo corpo valvole 25, e separato dall’acqua dell’ambiente marino da un opportuno involucro a tenuta stagna.

Come mostrato nelle Figure 3, 4, l’ombelicale di controllo 5’ preferibilmente é predisposto per accoppiarsi reversibilmente con il modulo elettrico di controllo sottomarino 47 tramite un’unità ombelicale terminale 51, chiamata per brevità anche UTA (umbilical termination unit), la quale può comprendere uno o più connettori elettrici del tipo wet-mate ed eventualmente innesti rapidi 53 per connettere le linee di alimentazione di particolari sostanze chimiche ausiliarie, quali per esempio metanolo, glicole o altri inibitori chimici a base acquosa per prevenire la formazione di idrati. In Figura 5 il riferimento 54 indica una pluralità di linee elettriche di dati o di segnale dirette verso l’interno della croce di produzione 21, i riferimenti 55 indicano il fascio di linee elettriche di dati o potenza che collegano il modulo elettrico di controllo sottomarino 47 e la valvola di sicurezza elettrica 45, mentre i riferimenti 57, 59 indicano le linee di alimentazione attraverso cui con cui l’unità ombelicale terminale 51 fornisce alla croce di produzione 21 le suddette sostanze ausiliarie.

Preferibilmente le linee elettriche 54 e 55 sono complessivamente almeno quattro, per poter meglio interfacciare la croce di produzione 21 per esempio con completamenti intelligenti e misuratori di pressione di fondo.

Figura 6 mostra una vista laterale di un esempio di struttura di protezione 61 utilizzabile per installare e proteggere la croce di produzione 21 sul fondale. La struttura di protezione 61 comprende:

-una pluralità di gambe retrattili 63, che a struttura installata appoggiano sul fondale;

-un tronco 65 predisposto per proteggere la croce di produzione per esempio da reti da pesca, ancore, rifiuti o relitti provenienti dalla superficie;

-un cappello 67, chiamato anche cappello antidetriti (debris cap), predisposto per proteggere la croce di produzione da eventuali detriti o altri corpi in caduta dall’alto.

Durante il normale funzionamento della croce 21, la struttura di protezione 61 appoggia sul supporto croce 20 tramite il telaio di collegamento 69.

Per poter essere installata sul fondale tramite jack up, preferibilmente la croce di produzione 21 ha un peso pari o inferiore a 35 tonnellate; più preferibilmente l’assieme croce di produzione 21 struttura di protezione 61 ha un peso pari o inferiore a 35 tonnellate.

[18] Dalla precedente descrizione risultano chiare le caratteristiche del dispositivo oggetto della presente invenzione, così come ne risultano chiari i vantaggi. È chiaro, infine, che il dispositivo così concepito à ̈ suscettibile di numerose modifiche e varianti, tutte rientranti nell’invenzione. Per esempio la piattaforma petrolifera 3’ può essere sostituita da una nave appoggio, una piattaforma galleggiante o altre unità di controllo di superficie. Una croce di produzione secondo l’invenzione può essere predisposta per essere installata e operare sott’acqua non solo su un fondale marino, ma anche su un fondale oceanico, lacustre, fluviale o altri fondali sommersi ancora. Inoltre tutti i dettagli sono sostituibili da elementi tecnicamente equivalenti. In pratica i materiali utilizzati, nonché le dimensioni, potranno essere qualsiasi a seconda delle esigenze tecniche. Gli esempi ed elenchi di possibili varianti della presente domanda sono da intendersi come elenchi non esaustivi.

Claims (10)

1. RIVENDICAZIONI 1) Impianto per lo sfruttamento di giacimenti di fluidi naturali, quali per esempio petrolio, gas naturale o altri fluidi estratti a base di idrocarburi, attraverso un pozzo comprendente una testa di pozzo (1’), dove l’impianto comprende una croce di produzione (21) predisposta per essere installata e operare su un fondale sommerso, per esempio marino, lacustre, oceanico o fluviale, e comprende: a) un corpo valvole (25) predisposto per essere fissato sulla testa di pozzo (1’) e nel quale sono ricavati un primo (27) e un secondo condotto di estrazione (29), predisposti per far effluire il fluido estratto all’esterno del giacimento stesso; b) almeno una valvola di controllo estrazione (31, 33), alloggiata nel corpo valvole (25); dove: -il primo condotto di estrazione (27) si estende coassialmente, o comunque longitudinalmente, all’asse (AP) del tratto del pozzo più prossimo alla superficie del suolo o fondale su cui la croce di produzione à ̈ situata; -il secondo condotto di estrazione (29) si dirama dal primo condotto di estrazione e si estende trasversalmente a quest’ultimo; -la almeno una valvola di controllo estrazione (31, 33) à ̈ disposta lungo il secondo condotto di estrazione (29) ed à ̈ predisposta per permettere, impedire o regolare il flusso del fluido estratto attraverso il secondo condotto di estrazione (29) verso l’esterno della croce di produzione (21) stessa; -lungo in primo condotto di estrazione (27) non à ̈ disposta alcuna valvola predisposta per permettere, impedire o regolare il flusso del fluido estratto; -la almeno una valvola di controllo estrazione (31, 33) e le eventuali altre valvole predisposte per permettere, impedire o regolare il flusso del fluido estratto attraverso la croce di produzione (21) stessa sono azionate da attuatori elettrici.
2. 2) Impianto secondo la rivendicazione 1, dove la almeno una valvola di controllo estrazione (31, 33) e le eventuali altre valvole predisposte per permettere, impedire o regolare il flusso del fluido estratto attraverso la croce di produzione (21) stessa non sono azionate da attuatori fluidici, quali per esempio attuatori idraulici o pneumatici.
3. 3) Impianto secondo la rivendicazione 1, dove la almeno una valvola di controllo estrazione (31, 33) e le eventuali altre valvole predisposte per permettere, impedire o regolare il flusso del fluido estratto attraverso la croce di produzione (21) stessa e i relativi azionamenti elettrici sono montati sul e/o nel corpo valvole (25).
4. 4) Impianto secondo la rivendicazione 1, dove la croce di produzione (21) comprende un involucro a tenuta stagna che racchiude e separa a tenuta dall’acqua esterna la almeno una valvola di controllo estrazione (31, 33), le eventuali altre valvole predisposte per permettere, impedire o regolare il flusso del fluido estratto attraverso la croce di produzione (21) stessa e i relativi azionamenti elettrici.
5. 5) Impianto secondo la rivendicazione 1, comprendente un cordone di collegamento (5’) predisposto per evacuare il fluido estratto dalla croce di produzione (21), fornire a quest’ultima alimentazione elettrica e trasmettere da e/o verso quest’ultima segnali di informazione e/o comando.
6. 6) Impianto secondo la rivendicazione 5, dove il cordone di collegamento (5’) non fornisce alla croce di produzione (21) fluidi in pressione per alimentare attuatori idraulici e/o pneumatici montati sulla croce stessa.
7. 7) Impianto secondo la rivendicazione 5, comprendente un’unità di controllo di superficie (3) scelta tra le seguenti: -una piattaforma petrolifera; -una nave appoggio; -una piattaforma galleggiante; e il cordone di collegamento (5’) collega fluidicamente ed elettricamente l’unità di controllo di superficie (3) alla croce di produzione (21).
8. 8) Impianto secondo la rivendicazione 1, dove la croce di produzione (21) Ã ̈ posta su un fondale marino, oceanico, lacustre o fluviale.
9. 9) Impianto secondo la rivendicazione 8, dove la croce di produzione (21) à ̈ posta a una profondità pari o inferiore a 150 metri sotto la superficie dell’acqua.
10. 10) Impianto secondo la rivendicazione 8, dove la croce di produzione (21) à ̈ posta a una distanza orizzontale pari o superiore a 6,5 km dall’unità di controllo di superficie (3).