MÉTODO DE INSTALACIÓN DE TUBO ELEVADOR DESDE UNA UNIDAD DE PRODUCCIÓN MARÍTIMA
CAMPO DE LA INVENCIÓN La invención se refiere a un método de instalación de tubo elevador donde un tubo elevador se baja desde una primera embarcación, y es remolcado con su extremo terminal por un remolcador sobre el fondo del mar en un punto terminal
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Tal método de instalación se conoce de WO 2004/035375 en nombre del solicitante. Esta publicación describe una Unidad de Producción Flotante (FPU) que es anclada al fondo del mar y que comprende uno o más tubos elevadores que se extienden desde la embarcación hasta el fondo del mar. La FPU comprende medio de elevación para ensamblar y bajar tubos elevadores verticalmente hacia el fondo del mar. Los tubos elevadores bajados pueden jalarse desde la FPU por un buque remolcador hacia un cabezal de pozo pre-perforado y conectarse al mismo de manera que los hidrocarburos puedan fluir desde el cabezal de pozo hasta la FPU donde los hidrocarburos puedan procesarse y/o almacenarse temporalmente. Otro método de instalación conecta diferentes segmentos de un conducto en tierra y arrastra el conducto hasta el lugar donde se instala en el fondo del mar. A partir de la Conferencia de Tecnología Marítima OTC 11875, Houston, Texas, 1-4 de mayo de 2000 con el título "Tubo Elevador Híbrido para Aguas Profundas Fuera de África" , un tubo elevador para aguas profundas se describe que comprende una tubería de revestimiento exterior de acero con número de tubos elevadores de producción, líneas de inyección de gas y agua. El tubo elevador se ensambla en tierra y se arrastra a la ubicación donde se endereza y conecta al cimiento en el fondo del mar. La parte superior del tubo elevador se conecta a una boya sumergida. Después de la instalación del tubo elevador híbrido, la boya sumergida se conecta mediante puentes flexibles a la instalación de la superficie tal como un FPSO, el cual puede localizarse a una distancia entre 70 m - 200 m desde la boya sumergida. El método conocido tiene la desventaja que durante la instalación de los tubos elevadores todos al mismo tiempo, ninguna producción y/o procesamiento de hidrocarburos puede tener lugar. Además, la instalación requiere equipo de instalación especial y dedicado. Embarcaciones de instalación especializadas se diseñan para trabajar en estados del mar tan grandes como sea posible y por lo tanto son considerables en tamaño y de equipo costoso.
A partir de US-4,182,584 se conoce un tubo elevador de producción marítimo de colocación libre para su utilización en aguas profundas entre una porción base y una boya sumergida. Con una embarcación equipada con una grúa, tal como una semi-submarina, la tubería de revestimiento elevadora se baja a través de la parte central de la boya y se acopla a la parte inferior hasta que se completa la parte rígida del tubo elevador. Después, una manguera flexible se une a una instalación en la superficie para la producción de hidrocarburos y el procesamiento. Nuevamente, el uso de embarcaciones separadas construidas especialmente para la instalación de tubo elevador y para producción/procesamiento de hidrocarburos requiere programación y movilización de la embarcación de instalación al sitio en grandes proporciones diarias y la desmovilización de la embarcación de instalación después de la instalación del tubo elevador. Un desarrollo de campo de aguas profundas puede consistir de varios pozos submarinos separados por grandes distancias desde una FPU centralizada. Estos pozos se conectan nuevamente a la FPU mediante conductos de acero, y los tubos elevadores pueden terminar en la unidad de producción como SCR. Un escenario grande de campo puede tomar años para desarrollarse completamente. Dependiendo de los programas de perforación y completación, las embarcaciones de construcción pueden movilizarse varias veces para poder conectar los pozos a la FPU. Esas embarcaciones pueden costar millones de dólares para movilizar, y sus proporciones de trabajo pueden exceder cien o doscientos mil dólares por día. Por lo tanto, es ventajoso minimizar o eliminar la necesidad de estas embarcaciones al auto-instalar los conductos y tubos elevadores desde la embarcación de equipo de perforación. El método de WO 2004/035375 describe un método de instalación de tubería sin el uso de una embarcación de tendido de tubería especial, la parte de terminación de la tubería se instala en el fondo del mar o en una boya sumergida. Cuando se conecta la tubería a una embarcación en la superficie, tal como FSU, el ángulo de separación con relación a la vertical debe determinarse precisamente para evitar debilitamiento por fatiga durante el uso, y por ejemplo debe estar entre 10° y 20°. Es un objeto de la presente invención proporcionar un método de instalación, el cual evite el uso de embarcaciones de tendido de tubería dedicadas y con las cuales el ángulo de separación de los tubos elevadores unidos a una embarcación en la superficie o a una boya sumergida pueda controlarse precisamente. Con respecto a esto, el método de instalación de acuerdo con la presente invención comprende las etapas de: a. proporcionar una primera embarcación situada sobre un pozo de hidrocarburos, b. soportar un conducto de transferencia de hidrocarburos desde la primera embarcación por un primer extremo que se une a un dispositivo de bajada en la primera embarcación, c. unir un segundo extremo del conducto de hidrocarburos a una segunda embarcación, en una posición cerca de la primera embarcación, d. bajar el conducto de transferencia mediante el dispositivo de bajada, e. incrementar la distancia de la segunda embarcación desde la primera embarcación al dirigir la segunda embarcación en la dirección de una tercera embarcación, la cual es anclada en una posición de anclaje a una distancia de la primera embarcación, mientras jala el conducto de transferencia hasta la segunda embarcación que está cerca de la tercera embarcación, f. contactar una sección del conducto de transferencia con el fondo del mar en una posición entre el primer y segundo extremos del conducto de transferencia, g. desplazar el segundo extremo del conducto de transferencia sobre una distancia desde la primera embarcación, vista en la dirección longitudinal del conducto de transferencia, la cual es más grande que la distancia entre la primera embarcación y la posición de anclaje de la tercera embarcación, h. regresar el segundo extremo del conducto de transferencia hasta la posición de anclaje de la tercera embarcación, y i . poner el segundo extremo del conducto de transferencia de hidrocarburos en comunicación de fluido con la tercera embarcación. Al jalar la sarta de tubería, la cual puede ser un Tubo Elevador Catenario de Acero (SCRI) mediante la segunda embarcación, tal como un barco remolcador, a través del fondo del mar hasta la tercera embarcación (FSU) , un método de instalación simple se logra sin el uso de una embarcación de tendido de tubería costosa. El método proporciona flexibilidad incrementada en la instalación del tubo elevador y la producción y/o procesamiento de hidrocarburos evitando programación compleja de la embarcación de instalación y permitiendo la instalación del tubo elevador en cualquier momento adecuado. Cuando se jala la sarta de tubería a través del fondo del mar, el ángulo de tracción con relación a la vertical será más grande, para transmitir adecuadamente la fuerza de tracción horizontal, que el ángulo de separación requerido de la sarta de tubería desde la tercera embarcación o a boya de anclaje a la cual se une durante su uso. Al jalar la sarta de tubería más allá del punto de anclaje de embarcación de la superficie o boya (sumergida) a la cual el extremo terminal de la sarta de tubería se une, la posición de contacto de la sarta de tubería con el fondo del mar se cambia hasta la posición de anclaje y el ángulo de separación de la sarta de tubería se incrementa al valor óptimo. Cuando el tubo no se puede inspeccionar en esta área, las reglas requieren que los cálculos de fatiga muestren una duración de lOx la vida esperada de la tubería; es decir, durante una vida de producción de 25 años el análisis debe mostrar una vida de 250 años. El diseñador por lo tanto tomará en cuenta los movimientos de la embarcación durante 25 años y diferentes ángulos de la tubería con parámetros del suelo en la zona de descenso para determinar que un ángulo aceptable es para el movimiento esperado de la tubería. Generalmente, un ángulo menos vertical se encontró que incrementa la vida de fatiga. Cuando resultan menos ángulos verticales en cargas más grandes en la embarcación se prefiere mantener el ángulo tan vertical como sea posible. De 15 a 20 grados desde la vertical son ángulos preferidos, sin embargo en aguas más profundas, los ángulos pueden ser más pequeños. La sarta de tubería puede transferirse desde la segunda embarcación hasta la FSU, en el lado más cercano a la primera embarcación, de manera que la embarcación pueda dirigirse alrededor de la FUSU para recoger la sarta de tubería en el lado lejos de la primera embarcación. En esa posición, la sarta de tubería puede jalarse bajo la FSU pasando su punto de anclaje, de manera que el punto de separación de la tubería desde el fondo del mar se cambia lo suficientemente cerca de la FSU para obtener el ángulo de separación deseado. Después, la segunda embarcación puede regresar a la FSU para conectar el extremo terminal de la sarta de tubería. En esta etapa, la segunda embarcación no ejerce una fuerza de tracción muy grande, y por lo tanto puede aproximarse a la FSU a una distancia relativamente cercana sin riesgo de colisión en vista de variar la resistencia del suelo como ocurre durante la tracción de la sarta de tubería a través del fondo del mar. En un método alternativo, la sarta de tubería se jala pasando su posición de anclaje al cambiar temporalmente la posición de anclaje de la tercera embarcación. Un primer conjunto de líneas de anclaje que confrontan la primera embarcación se reduce mientras el segundo conjunto de líneas de anclaje situado en un lado alejado de la primera embarcación se tensa, a partir de entonces el primer conjunto se tensa y el segundo conjunto se disminuye. En una modalidad, la primera embarcación comprende una embarcación de perforación y/o trabajo de complemento que se sitúa sobre un pozo de hidrocarburos marítimo. Después o durante las actividades de perforación o trabajo de complemento en un pozo de hidrocarburos, la sarta de tubería puede anclarse a la tercera embarcación y conectarse en su extremo terminal, a partir de entonces su extremo de inicio puede conectarse al pozo recién perforado. De esta manera, múltiples sartas de tubería o tubos elevadores pueden conectarse durante la perforación de los diversos pozos, donde el proceso de instalación de sarta de tubería puede presentarse simultáneamente con las operaciones de perforación. En una modalidad de un método de instalación de tubo elevador, de acuerdo con la presente invención, la fuerza de tracción ejercida por la segunda embarcación se incrementa intermitentemente y se baja para anclar el conducto de transferencia a través del fondo del mar por una distancia predeterminada, seguida por la colocación del conducto de transferencia en un estado estacionario al repetir las etapas d y e. En caso de que la sarta de tubería se forme de segmentos, los cuales pueden soldarse juntos o conectarse por conectores roscados, la fuerza de tracción intermitente puede sincronizarse con la proporción de ensamblaje de tubería de los segmentos, y con el ciclo de bajada de la sarta de tubería. La distancia por la cual se jala la sarta de tubería en cada ciclo puede corresponder a la longitud de uno o más segmentos, un segmento teniendo una longitud de por ejemplo entre 10 y 50 m. Cuando la longitud de la tubería que descansa sobre el fondo del mar incrementa, la fuerza de tracción requerida incrementará, la cual puede transferirse efectivamente en intervalos cortos de alta potencia que con una fuerza continua. En caso de suministrar la sarta de tubería desde un carrete o en caso de utilizar una embarcación de perforación doble la cual puede bajar dos sartas de perforación a la vez y la cual un ensamblaje continuo de segmentos de tubería puede tener lugar, una fuerza de tracción lenta y continua puede utilizarse para anclar la tubería. Una embarcación de "perforación doble" puede realizar perforación y una actividad de trabajo de complemento separadamente en dos pozos al mismo tiempo o tener dos sartas de perforación con diferentes diámetros para perforar eficientemente un pozo. Tales embarcaciones de perforación pueden tener dos torres de perforación o una torre de perforación simple donde al mismo tiempo dos sartas de perforación pueden ensamblarse para propósitos de eficacia y para reducir el tiempo de perforación marítima
(MODU de grúa sencilla o doble) . Estas embarcaciones de perforación doble se conocen bien y se utilizan en la industria y por ejemplo se describen en las patentes US6047781 y US6068069, con el título "Método y aparato de exploración marítima y/o perforación de desarrollo de multi-actividad" , las cuales ambas están a nombre de Transocean. Para acomodar la flexión del conducto de transferencia durante la instalación, la cual asume una configuración catenaria, un miembro guía puede proporcionarse en la primera embarcación mediante el cual el conducto de transferencia es guiado a lo largo de una trayectoria curvada en un ángulo hacia la vertical desde la primera embarcación en la dirección del fondo del mar. El miembro de guía por ejemplo puede comprender un "aguijón" que se coloca cerca o bajo el nivel de talón de la primera embarcación, y que comprende un número de amortiguadores para incrementar el diámetro con la distancia bajo el equipo de perforación. La serie de amortiguadores forma una superficie tipo trompeta que tiene un radio (en el plano vertical) que limita el radio de flexión de la sarta de tubería y que evita que se doble cuando se jala a los costados hacia el ángulo requerido para desplegar la sarta de tubería. El ajuste del ángulo de separación de la sarta de tubería o el tubo elevador desde la primera embarcación también puede efectuarse al lastrar la primera embarcación para que su línea central vertical se incline en la dirección de la sarta de tubería. De esta manera, ninguna provisión especial necesario debe tomarse para guiar la sarta de tubería a lo largo de una trayectoria curvada en el punto de separación de la primera embarcación.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS Algunas modalidades de un método de acuerdo con la presente invención se explicarán en detalle con referencia a las figuras anexas. En las figuras: La Figura 1 muestra una representación esquemática de un equipo de perforación/trabajo de complemento conectado a una FPU mediante una línea de tubería de acero soportada en el fondo del mar, la Figura 2 muestra una representación esquemática de una FPU conectada a una estructura flotante, tal como una terminal de exportación, mediante una línea de tubería soportada en el fondo del mar, la Figura 3 muestra esquemáticamente el ángulo de separación de la línea de tubería en el remolcador durante el anclaje, la Figura 4 muestra esquemáticamente un esquema de un equipo de perforación/trabajo de complemento doble y una FPU anclada a una torrecilla, las Figuras 5 y 6 muestran una vista lateral y una vista superior respectivamente de una línea de tubería que se ancla desde el equipo de perforación/trabajo de complemento de la figura 4 a la FPU mediante un remolcador, las Figuras 7-11 muestran esquemáticamente la línea de tubería que se ancla más allá de la posición de anclaje de la FPU, y después se conecta a la FPU, las Figuras 12-14 muestran esquemáticamente la línea de tubería que se ancla más allá de la posición de anclaje de la FPU mediante el apriete y soltura selectiva de las líneas de anclaje de FPU, las Figuras 15 y 16 muestran la unión del extremo terminal de la sarta de tubería a una boya sumergida, la Figura 17 muestra la inclinación controlada del equipo de perforación/de trabajo de complemento para adaptar el ángulo de separación del equipo de perforación a aquel de la sarta de tubería catenaria, y la Figura 18 muestra el uso de un miembro de guía para la flexión controlada de la línea de tubería.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN La Figura 1 muestra un equipo 1 de perforación/trabajo de complemento el cual se conecta al pozo 2 submarino en el fondo del mar 3 mediante una sarta 4 de perforación. Una línea 5 de tubería se encuentra con un extremo 6 de inicio conectado a un dispositivo 7 de bajada y elevación del equipo 1 de perforación que se extiende en un ángulo de separación ß a la vertical de entre 0o y 10°. La línea 5 de tubería se soporta en el fondo del mar y se extiende hacia una FPU 8, la cual se ancla en el fondo del mar mediante las líneas 9 de anclaje a una distancia D de por ejemplo entre 500 m y 10 km. La línea 5 de tubería se extiende desde un punto de separación 10 en el fondo del mar, hacia la FPU. La parte 11 terminal de la línea de tubería se extiende en un ángulo de separación a de entre por ejemplo 10° y 20°. La parte 12 superior de la línea 5 de tubería puede comprender un Tubo Elevador Catenario de Acero (SCR) . La profundidad del agua puede estar entre 500m y 3000m. La instalación de la línea 5 de tubería involucra la tracción del extremo 11 terminal desde el equipo de perforación hasta la FPU 8 por medio de un Extremo Terminal de Línea de Tubería (PLET) o una configuración de Tubo Elevador Catenario de Acero (SCR) cerca o directamente en una Unidad 8 de Producción Flotante (FPU) que puede ser una FPSO, una Spar, una Semi-submarina, una TLP, etc. La línea 5 de tubería se jala a través del fondo del mar 3 hasta el punto de separación 10 que está en la posición derecha para obtener el ángulo deseado de separación a. Después de la instalación, el extremo 6 de inicio de la línea 5 de tubería puede permanecer unida al equipo 1 de perforación, o puede bajarse, bajo el control de ROV, para conectarse al pozo 2 de hidrocarburos. Una vez que la tubería 5 se coloca, el equipo 1 de perforación puede tener el extremo 6 de inicio de la tubería 5 ya sea unido al mismo o a la ubicación 2 submarina. Durante las actividades de perforación o trabajo de complemento, las líneas 5 de tubería o SCR pueden ensamblarse simultáneamente en la embarcación 1 de perforación y jalarse desde la embarcación de perforación hacia la FPU 8 con la ayuda de un bote remolcador durante las condiciones de clima estable. Las embarcaciones 1 de equipo «de perforación normalmente se utilizan para perforar o realizar trabajo de complemento de pozos 2. Después de que el pozo 2 se perfora o como se explica en lo anterior aun durante la perforación del nuevo pozo, el ensamblaje de una nueva SCR o línea 5 de tubería puede comenzar y el bote remolcador puede arrastrar la línea de tubería hacia la posición derecha. Este procedimiento puede repetirse mientras una línea de tubería ya está instalada y existe un flujo de hidrocarburos desde un cabezal de pozo hasta la FPU. Cuando una línea de tubería o SCR se desconecta del equipo 1 de perforación y se conecta al cabezal 2 de pozo, la producción y procesamiento de hidrocarburos puede comenzar en la FPU 8. Las líneas de tubería adicionales pueden instalarse desde nuevos cabezales de pozo perforados en el mismo lugar o la embarcación 1 de equipo de perforación puede moverse hacia un diferente lugar y comenzar la perforación de un nuevo pozo. En la modalidad de la Figura 2, la FPU 8 se conecta al extremo 6 de inicio de la línea 5 de tubería, y un tercera embarcación, tal como una boya 13 de exportación, se une al extremo 11 terminal de la línea 5 de tubería. Con la instalación, el extremo 11 terminal se transfiere desde la FPU 8 hasta la embarcación o boya 13 mediante un remolcador. En la Figura 3, un remolcador 20 se muestra remolcando el extremo 11 terminal de la línea 5 de tubería a través del fondo del mar 3 desde el equipo 1 de perforación/trabajo de complemento hasta la FPU 8. El extremo 11 terminal se une a un cable o cadena 23 la cual se une a un montacargas 21 en el remolcador. El ángulo de separación ? con la vertical durante el anclaje está entre 20° y 50 grados para poder transferir adecuadamente una fuerza de tracción horizontal en la línea 5 de tubería. La línea 5 de tubería puede formarse de segmentos de tubo que pueden tener cada uno una longitud de por ejemplo 10-50 m y que se unen al extremo 6 de inicio por soldadura, pero de preferencia por conexiones roscadas. El dispositivo 7 de bajada puede ser del tipo que se describe en WO 2004/035375 que comprende una abrazadera fija y una movible que acoplan alternativamente con el extremo 6 de inicio para unir los segmentos de tubo para la bajada de la línea 5 de tubería. La Figura 4 muestra una embarcación 1 de perforación doble con dos sartas 4,4' de perforación, cada una extendiéndose hacia un pozo 2,2' submarino respectivo. Si no existen actividades de perforación en la embarcación 1 de perforación doble, el equipo de perforación doble a bordo puede utilizarse para ensamblaje muy eficiente y rápido de la línea de tubería/SCR 5 como dos segmentos de tubo simultáneamente para 1 línea de tubería o incluso dos líneas de tubería pueden ensamblarse al mismo tiempo. En esta configuración, un ensamblaje continuo de la línea 5 de tubería a bordo de la embarcación 1 de perforación es posible de manera que una tracción lenta pero continua de la línea 5 de tubería por el barco 20 remolcador podría hacerse incluso sin detenerse. Como puede observarse a partir de la Figura 4, la FPU 8 comprende una torrecilla 25, anclada al fondo del mar 3, alrededor de la cual la embarcación puede moverse libremente dependiendo del viento y las direcciones de la corriente. Como se muestra en la Figura 5, el remolcador 20 jala la línea 5 de tubería mientras la longitud incrementa por segmentos que se unen al extremo 6 de inicio. El remolcador 20 se dirige hacia la FPU 8 de manera que alcanza la FPU 8 entre las líneas 9,9' de anclaje.
Una dificultad en el procedimiento de tracción de tubería cuando la línea 5 de tubería se arrastra sobre el fondo del mar 3 es la incógnita de la fricción del suelo en la tubería 5. Cuando la tubería algunas veces se detiene o se desliza esta tracción es incierta ya que existe fricción de suelo estática y dinámica. La fricción de suelo estática que es más grande que la fricción dinámica quiere decir que una vez que el tubo se desliza la cantidad de deslizamiento es dependiente de la relación de fricción estática a dinámica y la configuración catenaria de la tubería y cable que se utiliza por el remolcador de tracción. Es necesario mantener una distancia segura cuando el barco 20 remolcador jala hacia la FPU 8 para explicar el movimiento de la embarcación hacia la FPU cuando la tubería se desliza y también en el caso en que pueda romperse el cable de tracción. En el caso en que ocurre deslizamiento de la tubería, la embarcación se moverá hacia delante cuando la tensión en el cable de tracción cae. Como puede observarse en la Figura 7, la línea 5 de tubería se jala hacia atrás del remolcador y se conecta por medio de una placa triple a una línea 27 de instalación, que se extiende desde la FPU 8. El extremo 11 terminal de la línea 5 de tubería entonces se baja por el remolcador 20 hasta que la línea 27 de la FPU toma la tensión de la tubería. El remolcador ahora se libera a sí mismo de la tubería. La línea 27 de FPU se pone en el lado 29 alejado de la FPU, como se muestra en la Figura 8 donde se vuelve a unir al remolcador 20, que ya se ha movido alrededor de la FPU. La unión se hace por medio de la línea 23 desde el remolcador y una placa triple. Una vez que esta línea 23 se fija en el remolcador 20, la tensión de la tubería nuevamente se transfiere al remolcador, que puede ahora jalar la tubería 5 más allá de la posición de anclaje de la FPU 8, para colocar el punto 10 de separación en el cual la línea 5 de tubería deja el fondo del mar 3, en la ubicación deseada, como se muestra en la figura 9. La línea 27 de instalación entonces se transfiere nuevamente a la FPU 8 y se retoma en un montacargas 30, el cual entonces jala la tubería 5 hacia su configuración final en la cual se conecta la FPU, como se muestra en la Figura 11. Si la FPU se ancla muy separada, la línea 5 de tubería se conectará a la escotilla lateral, inferior o central de la embarcación. Si la FPU se ancla en la torrecilla, la tubería se unirá a la torrecilla 25. Como se muestra en las Figuras 10 y 11, el extremo 6 de inicio de la línea 5 de tubería se baja desde el equipo 1 de perforación/trabajo de complemento por un cable 31, para unirse al pozo de hidrocarburos . En la modalidad de la Figura 12, la FPU 8 es de un tipo anclado separado, con las líneas 33, 34 de anclaje.
Las líneas 33 de anclaje están sueltas, mientras las líneas 34 de anclaje están apretadas, de manera que la FPU se cambia desde su posición de anclaje regular. La línea 23 de instalación en el extremo 11 terminal de la línea 5 de tubería se transfiere a la FPU, la cual entonces se cambia a su posición de anclaje de equilibrio al apretar las líneas 33 de anclaje y aflojar las líneas 34 de anclaje, tal como se muestra en la Figura 13. Al mismo tiempo, el extremo 6 de inicio de la línea 5 de tubería se baja por un cable 31. Como puede observarse en la Figura 14, la posición de anclaje de la FPU 8 se pone nuevamente en la distancia de equilibrio D, de manera que el punto de separación 10 se sitúa cerca de la FPU lo suficiente y el ángulo de separación a del extremo terminal de la línea 5 de tubería está dentro del margen deseado. En la modalidad mostrada en las Figuras 15 y 16, el extremo 11 terminal de la línea 5 de tubería se une a una boya 35 sumergida, la cual es anclada al fondo del mar 3 mediante un cable 36. El punto de separación 10 ahora se sitúa cerca de la boya 35 lo suficiente para asegurar que el ángulo a esté nuevamente en el margen de entre 10° y 20°. En la Figura 17, se muestra que el equipo 1 de perforación/trabajo de complemento comprende tanques 40, 41 de lastre que se llenan de agua a tal grado que la línea 42 central vertical se inclina desde la vertical por aproximadamente 2°-4° para poder asegurar que el ángulo ß de separación esté entre 3° y 6°. En la modalidad de la Figura 18, un miembro 43 de guía se extiende desde la parte inferior del equipo 1 de perforación. El miembro 43 de guía puede comprender rodillos limitadores de flexión de tubería (referidos como un aguijón en una embarcación de tendido de tubería) para evitar que la tubería se doble en exceso debido a sus ángulos dinámicos inducidos por ondas estáticas y algunas adicionales. El aguijón tiene una serie de amortiguadores circulares concéntricos que incrementan en diámetro con la distancia bajo el equipo de perforación. Esta serie de amortiguadores forma efectivamente una superficie tipo trompeta que tiene un radio (en el plano vertical) que limita la flexión de la línea de tubería a una que evita que se doble cuando se jala a los costados del ángulo requerido para desplegar la línea de tubería. La combinación de aro pequeño y el aguijón en la embarcación 1 de perforación también es posible.