MX2013003787A - Cabezal de pozo submarino. - Google Patents
Cabezal de pozo submarino.Info
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Abstract
La presente invención provee una disposición de aseguramiento de cabezal de pozo que incluye una primera tira de entubado interior 32 que es mantenida en carga axial y una segunda tira de entubado interior 56 que también es mantenida en carga axial. Ambas tiras de entubado interiores primera y segunda 32, 56, están liberablemente abrazadas de modo tal que las tiras de entubado 32, 56 se mueven en una dirección longitudinal ascendente o descendente. Antes de ser abrazadas en una posición tal, la disposición de aseguramiento de cabezal de pozo provee primeros medios de retención para retener las tiras de entubado primera y segunda en posiciones de cementado con lo que los "excesos de cemento" son capaces de fluir alrededor de los respectivos suspensores 36, 58, y hacia arriba a través de un entubado hacia la superficie. Una vez cementado, los suspensores superiores, 36, 58, de las respectivas tiras de entubado interiores 32, 56, son movidas hacia arriba donde el suspensor 36, 58 es seguidamente abrazado en posición a efectos de mantener la respectiva tira de entubado interior 32, 56, bajo una carga axial mientras se le impide moverse sea hacia arriba sea hacia abajo.
Description
CABEZAL DE POZO SUBMARINO
CAMPO DE LA INVENCIÓN
La presente invención se refiere a un cabezal de pozo submarino, a una disposición de aseguramiento para un cabezal de pozo submarino y a un método para asegurar un entubado dentro de un cabezal de pozo submarino.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
Los pozos en aguas profundos se utilizan con una frecuencia creciente para extraer hidrocarburos. Estos pozos en aguas profundos antes no se consideraban económicamente rentables. Sin embargo, la falta de campos disponibles y de inmediato accesibles ha propiciado importantes avances en la extracción de hidrocarburos mediante pozos en aguas profundas. Sin embargo, estos pozos en aguas profundas todavía tienen muchos problemas y desventajas en comparación con los pozos en aguas de poca profundidad.
En los pozos de petróleo y gas convencionales, lo convencional es tener un número de tubos concéntricos o entubados. El entubado más exterior se asegurado y fija en el suelo y, en particular, se lo fija dentro del lecho del mar. Los entubados interiores concéntricos son seguidamente asegurados, cada uno de ellos, dentro del entubado exterior por el hecho de ser asegurados al siguiente entubado exterior adyacente. Típicamente, un entubado incluye un suspensor en un extremo superior del mismo. El suspensor incluye un collar de resalto externo que se asienta sobre y se acopla con un resalto que sobresale interiormente en el entubado exterior. Por lo tanto, el entubado interior está efectivamente soportado en y "cuelga" del entubado externo. Una vez posicionado en el resalto, es posible suministrar cemento en el espacio anular definido entre la superficie exterior del entubado interior y la superficie interior del entubado externo. Con esto se adhiere el entubado interior al entubado externo. El entubado externo puede tener una válvula para la salida del material sobrante operable mediante un Vehículo Operado a Distancia (Remote Operated Vehicle) situado en o adyacente a la tubería de lodo. A medida que el cemento es bombeado hacia abajo en el interior de la separación anular el exceso de cemento puede egresar a través de la válvula.
Un pozo típico incluirá varios entubados concéntricos. Por ejemplo, el entubado externo puede ser cementado a un primer entubado interior que puede soportar un segundo entubado interior que puede soportar un tercer entubado interior,, etc. Se apreciará que es relativamente fácil extraer el exceso de cemento entre el entubado externo y el primer entubado interior desde el pozo a través de una válvula situada en la tubería de lodo en el entubado externo. Sin embargo, se hace cada vez más difícil de extraer simplemente el exceso de cemento entre los sucesivos entubados interiores, sin dejar de mantener la integridad del cabezal de pozo submarino.
Además, es preferible tener los entubados interiores concéntricos trabados en su posición de manera tal que el entubado no sea izado hacia arriba por cualquier exceso de presión o fuerza producida en el espacio anular que lo rodea. Tales conectores de traba en posición pueden ser relativamente difíciles de operar y de manipular ya que los conectores de bloqueo en posición están situados a una gran distancia con respecto a la superficie. Por otra parte, tales disposiciones de bloqueo en posición pueden ser complejos y es posible que no provean ninguna carga axial sobre la tira de entubados.
Los sistemas de la técnica anterior pueden incluir múltiples componentes, inclusive componentes de sellado anulares para crear el sello necesario, componentes de bloqueo para bloquear una tira de entubados del pozo contra un movimiento hacia abajo y también componentes de bloqueo para bloquear la tira de entubados del pozo contra un movimiento hacia arriba. Cada uno de estos componentes requiere una activación o accionamiento que sólo puede producirse mientras están situados en un nivel bajo del mar. Por consiguiente, estos múltiples componentes y sus accionamientos puede ser dificultosos y problemáticos .
Un objeto de la presente invención es el de superar por lo menos uno de los problemas asociados con la técnica anterior a los cuales se hace referencia o no en la presente.
EXTRACTO DE LA INVENCIÓN
De acuerdo con un primer aspecto de la presente invención, se provee una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino que comprende primeros medios de aseguramiento para asegurar el suspensor en una primera posición y segundos medios de aseguramiento para asegurar el suspensor en una segunda posición, estando los primeros medios de aseguramiento dispuestos, en uso, de manera de proveer un pasadizo para el flujo sobre una superficie de sellado exterior del suspensor mientras el suspensor está retenido en la primera posición de manera tal que el fluido pueda fluir alrededor de la superficie de sellado exterior del suspensor, comprendiendo los segundos medios de aseguramiento una disposición de abrazado a efectos de proveer un sello alrededor del suspensor mientras el suspensor está asegurado en la segunda posición de manera tal que el fluido no pueda fluir alrededor de la superficie de sellado exterior del suspensor .
Es preferible que los segundos medios de aseguramiento aseguren el suspensor en una primera dirección longitudinal y en una segunda dirección longitudinal, opuesta, a efectos de prevenir el movimiento del suspensor en cualquier dirección longitudinal .
Es preferible que los segundos medios de aseguramiento provean una carga axial sobre un entubado asegurado debajo del suspensor. Es preferible que el entubado esté asegurado dentro del pozo mediante cemento.
Es preferible que los primeros medios de aseguramiento aseguren el suspensor en una dirección longitudinal única -y que puedan habilitar el movimiento del suspensor en la segunda dirección longitudinal, opuesta.
Es preferible que los primeros medios de aseguramiento comprendan un resalto de retención que esté dispuesto, en uso, para cooperar con una superficie de retención en el suspensor a efectos de suspender o colgar el suspensor en la primera posición.
Es preferible que el resalto de retención esté provisto sobre una sección de tubo ya suspendida o asegurada dentro del cabezal de pozo.
El resalto de retención puede estar provisto mediante un manguito ya asegurado dentro del cabezal de pozo submarino.
El resalto de retención puede estar provisto mediante un suspensor ya asegurado dentro del cabezal de pozo submarino.
Es preferible que en la primera posición una superficie de sellado exterior del suspensor esté dispuesta para situarse en una posición longitudinal en la que la superficie de sellado exterior se halla a distancia con respecto a una superficie interior provista en el cabezal de pozo a efectos de definir una trayectoria de flujo anular alrededor de la superficie de sellado exterior.
Los primeros medios de aseguramiento pueden comprender una ranura de pasadizo para el fluido definida alrededor de una superficie interna de un tubo el cabezal de pozo.
Los primeros medios de aseguramiento pueden comprender un diámetro agrandado o un manguito interno o tubo en el cabezal de pozo submarino.
El resalto de retención puede estar provisto por una superficie superior de un tubo ya suspendido o asegurado dentro del cabezal de pozo.
Es preferible que el suspensor comprenda una pluralidad de acanaladuras o nervaduras longitudinales sobre una superficie externa del suspensor.
El suspensor puede comprender una pluralidad de nervaduras radiales sobre una superficie anular inferior del suspensor.
Es preferible . que una superficie inferior de las acanaladuras o nervaduras longitudinales o nervaduras radiales provea la superficie de retención sobre el suspensor.
Es preferible que una superficie inferior de las acanaladuras o nervaduras longitudinales esté dispuesta en uso para hacer tope y para ser soportada sobre un suporte o superficie de retención en el cabezal de pozo.
Es preferible que las acanaladuras o nervaduras longitudinales estén, separadas radialmente alrededor de la circunferencia de la superficie externa del suspensor. Es preferible que las acanaladuras o nervaduras longitudinales estén igualmente separadas alrededor de la circunferencia de la superficie externa del suspensor.
Las nervaduras radiales pueden estar separadas radialmente alrededor de la circunferencia de la superficie anular inferior del suspensor. Es preferible que las nervaduras radiales estén igualmente separadas alrededor de la circunferencia de la superficie anular inferior del suspensor.
Es preferible que las acanaladuras radialmente adyacentes o nervaduras longitudinales o nervaduras radiales definan un pasadizo para el flujo entre ellas.
Es preferible que las acanaladuras o nervaduras longitudinales se extiendan hacia arriba desde una posición inferior hacia una superficie de sellado exterior del suspensor.
El suspensor puede comprender otras acanaladuras o nervaduras longitudinales situadas arriba de la superficie de sellado exterior. Es preferible que las acanaladuras o nervaduras longitudinales adicionales estén en alineadas o concuerden mecánicamente con las acanaladuras o nervaduras situadas debajo de la superficie de sellado exterior y que dos conjuntos de acanaladuras o nervaduras longitudinales puedan comprender de manera efectiva un único conjunto que tiene una superficie de sellado exterior situada entre ellas.
Es preferible que la superficie de sellado exterior comprenda una superficie externa de metal para crear un sello de metal a metal en la segunda posición.
La superficie de sellado exterior puede comprender un sello de anillo en 0 y es preferible que comprenda dos sellos de anillo en 0 longitudinalmente separados sobre la superficie externa del suspensor.
Es preferible que el pasadizo para el flujo permita que el cemento fluya hacia arriba desde el espacio anular alrededor del suspensor.
Es preferible que el suspensor comprenda un entubado asegurado en un extremo inferior del mismo.
Es preferible que el pasadizo para el flujo permita que el cemento egrese fluyendo desde el espacio anular alrededor del suspensor y del entubado suspendido.
Es preferible que la disposición de aseguramiento permita que el cemento fluya hacia abajo por el entubado y seguidamente hacia arriba alrededor de la superficie externa del entubado y que los excesos de cemento puedan fluir hacia arriba alrededor del suspensor y hacia arriba desde allí.
Es preferible que la disposición de aseguramiento impida que un fluido, y en particular un líquido, fluya alrededor del suspensor y al mismo tiempo el suspensor está asegurado en la segunda posición.
La disposición de aseguramiento puede comprender una disposición inferior de aseguramiento y una disposición superior de aseguramiento.
La disposición inferior de aseguramiento puede comprender primeros medios inferiores de aseguramiento para asegurar un suspensor inferior en una primera posición y segundos medios inferiores de aseguramiento para asegurar el suspensor inferior en una segunda posición, estando los primeros medios inferiores de aseguramiento dispuestos, en uso, para proveer un pasadizo para el flujo sobre una superficie de sellado exterior del suspensor inferior y al mismo tiempo el suspensor inferior está retenido en la primera posición de manera tal que el fluido pueda fluir alrededor de la superficie de sellado exterior del suspensor inferior, comprendiendo los segundos medios inferiores de aseguramiento una disposición de abrazado inferior a .efectos de proveer un sello alrededor del suspensor inferior y al mismo tiempo el suspensor inferior se halla asegurado en la segunda posición de manera tal que el fluido no puede fluir alrededor de la superficie de sellado exterior del suspensor inferior.
La disposición superior de aseguramiento puede comprender primeros medios superiores de aseguramiento para asegurar un suspensor superior en una primera posición y segundos mes superiores de aseguramiento para asegurar el suspensor superior en una segunda posición, estando los primeros medios superiores de aseguramiento dispuestos, en uso, para proveer un pasadizo para el flujo sobre una superficie de sellado exterior del suspensor superior y al mismo tiempo el suspensor superior está retenido en la primera posición de manera tal que el fluido puede fluir alrededor de la superficie de sellado exterior del suspensor superior, comprendiendo los segundos medios superiores de aseguramiento una disposición de abrazado superior a efectos de proveer un sello alrededor del suspensor superior y al mismo tiempo el suspensor superior está . asegurado en la segunda posición de manera tal que el fluido no puede fluir alrededor de la superficie de sellado exterior del suspensor superior.
El suspensor superior puede comprender un entubado tubular suspendido de él que está dispuesto, en uso, para situarse dentro de un entubado tubular suspendido del suspensor superior.
La disposición inferior de aseguramiento puede estar provista dentro de una carcasa inferior del cabezal de pozo. La disposición superior de aseguramiento puede estar provista dentro de una carcasa superior del cabezal de pozo. La carcasa superior del cabezal de pozo puede estar soportada sobre la carcasa inferior del cabezal de pozo.
Es preferible que los segundos medios de aseguramiento comprendan una disposición de abrazado para abrazar el suspensor de un primer entubado tubular de pozo en donde la disposición de abrazado que comprende un collar que tiene una superficie ahusada hacia fuera, y la disposición también comprende un componente anular con una superficie ahusada hacia dentro, siendo el collar y el componente anular relativamente móviles axialmente entre una primera posición en la que la superficie ahusada del componente anular no ejerce ninguna fuerza radial sobre el collar y una segunda posición en la que la superficie ahusada del componente anular ejerce una fuerza radial suficiente para distorsionar el collar hacia dentro para asir el suspensor del primer entubado tubular del pozo.
Es preferible que el componente anular comprenda un anillo de compresión.
Es preferible que el collar comprenda un collar de compresión.
El collar de compresión puede tener una ranura que se extiende axialmente provista sobre la periferia externa y es preferible que el collar de compresión tenga una pluralidad de ranuras que se extienden radialmente alrededor de la periferia externa .
Es preferible que el entubado tubular del pozo se extienda hacia abajo hacia un campo y/o en el lecho del mar.
Es preferible que la disposición incluya un manguito que está dispuesto, en uso, para situarse entre una superficie interior del collar y superficies externas del suspensor.
Es preferible que el manguito esté dispuesto, en uso, para ser conectado a un extremo superior hacia un entubado de superficie que se extiende hacia arriba hacia la superficie del mar .
Es preferible que el manguito esté dispuesto, en uso, para ser conectado a un extremo inferior a un entubado de superficie que se extiende hacia abajo hacia un campo y preferentemente debajo de la tubería de lodo.
Es preferible que el manguito comprenda un manguito de compresión.
Es preferible que la disposición incluya medios de movimiento para mover el componente anular con respecto al collar. Es preferible que los medios de movimiento comprendan medios de movimiento hidráulicos.
Los medios de movimiento pueden comprender una cámara entre el componente anular y el componente superior de carcasa de abrazado, y la cámara puede ser presurizada para empujar el componente anular para que se aleje del componente superior de carcasa de abrazado. La disposición de abrazado puede comprender medios para la introducción de fluido hidráulico para introducir fluido hidráulico en la cámara a efectos de empujar el componente anular para que se aleje de componente superior de carcasa de abrazado.
Los medios de movimiento pueden comprender un pistón. Es preferible que los medios de movimiento comprendan una pluralidad de pistones. Es preferible que los pistones estén dispuestos radialmente alrededor del componente anular.
El pistón, o cada pistón, pueden estar montados en una carcasa de abrazado y es preferible que sobre un componente superior de carcasa de abrazado. Es preferible que el componente superior de carcasa de abrazado esté montado en un extremo inferior de un conductor que se extiende hacia arriba hacia la superficie del mar. El pistón, o cada pistón, puede estar dispuesto de manera de extenderse hacia abajo desde la carcasa de abrazado y para mover el collar hacia abajo de manera que se aleje de la carcasa de abrazado.
Esa preferible que el manguito sea un componente que puede estar enroscado sobre un entubado o que puede estar situado en un área de ubicación y recepción adecuado sobre el entubado.
La disposición de abrazado puede comprender medios de traba para bloquear el componente anular en la segunda posición. Los medios de bloqueo pueden comprender un miembro de bloqueo que se acopla en una entrante de bloqueo provisto en un componente inferior de carcasa de abrazadera. Es preferible que los medios de bloqueo comprendan una pluralidad de miembros de bloqueo.
El miembro de bloqueo puede comprender un dedo de bloqueo .
El dedo de bloqueo puede comprender un componente elástico que es inherentemente empujado a un acoplamiento con la entrante de bloqueo o cuando el componente anular llega a la segunda posición.
Los medios de bloqueo pueden comprender medios para liberar el bloqueo. Es preferible que los medios, para la liberación del bloqueo estén dispuestos para desacoplar el o cada miembro de bloqueo desde la entrante de bloqueo.
Los medios para la liberación del bloqueo pueden comprender medios de movimiento para mover el miembro de bloqueo para que se desacople de la entrante de bloqueo. Los medios para la liberación del bloqueo pueden comprender un pistón y es preferible que comprendan un pistón hidráulico.
La disposición de abrazado puede comprender medios para el movimiento de regreso para mover el componente anular desde la segunda posición hacia la primera posición. En particular, los medios para el movimiento de regreso pueden ayudar en la liberación de la fuerza de abrazado desde entre el componente anular y el collar.
Es preferible que los medios para el movimiento de regreso comprendan una cámara entre el componente anular y el componente inferior de carcasa de abrazado, y la cámara puede estar presurizada para empujar el componente anular para que se aleje del componente inferior de la carcasa de abrazadera.
Los medios para el movimiento pueden comprender un pistón. Es preferible que los medios para el movimiento comprendan una pluralidad de pistones. Es preferible que los pistones estén dispositivos radialmente alrededor del componente anular.
El o cada pistón puede estar montado sobre un componente inferior de carcasa de abrazado. Es preferible que el componente inferior de carcasa de abrazado esté montado en un extremo superior de un conductor que se extiende hacia abajo de manera de alejarse de la superficie del mar y/o debajo de la tubería de lodo. El o cada pistón puede estar dispuesto para extenderse hacia arriba desde el componente inferior de carcasa de abrazado y para mover el collar hacia arriba de manera que se aleje del componente inferior de carcasa de abrazado.
Es preferible que la disposición de abrazado comprenda a una disposición de abrazado submarina.
Es preferible que el cabezal de pozo submarino provea un pozo que se extiende en una dirección longitudinal un primer extremo superior hacia un segundo extremo inferior.
Es preferible que los segundos medios de aseguramiento al mismo tiempo creen un sello para una tira de entubado suspendido del suspensor y al mismo tiempo crean un mecanismo de traba en posición para impedir tanto el movimiento hacia arriba como el movimiento hacia abajo de la tira de entubado.
Es preferible que los segundos medios de aseguramiento creen al mismo tiempo un sello al mismo tiempo y crea un sello de metal a metal para una tira de entubado suspendida del suspensor y al mismo tiempo crea un mecanismo de bloqueo en posición para impedir el movimiento de la tira de entubado tanto hacia arriba como hacia abajo.
La disposición puede incluir medios de monitoreo para supervisar un espacio anular situado debajo del suspensor.
Los medios de monitoreo pueden supervisar un espacio anular situado debajo (o en un primer lado) del suspensor, estando el espacio anular situado entre una superficie externa de un entubado interno y una superficie interior de un entubado externo.
Es preferible que los medios de monitoreo que comprenden un manguito asegurable dentro del cabezal de pozo en donde el manguito incluye a pasadizo para el monitoreo del fluido que de manera fluida y conecta el espacio anular a una abertura de monitoreo situada arriba (o en un segundo lado) del suspensor, los medios de monitoreo comprenden además un sensor de monitoreo situado arriba (o en un segundo lado) del suspensor .
El manguito puede estar dispuesto para abarcar el suspensor .
Es preferible que el suspensor comprenda un entubado asegurado a un extremo inferior del mismo. El entubado puede estar suspendido del suspensor. Es preferible que el entubado asegurado por el suspensor provea el entubado interior, cuya superficie externa define el espacio anular junto con una superficie interior de un entubado externo.
Es preferible que el manguito comprenda una sección de un entubado .
Es preferible que el manguito comprenda un entubado asegurado a un extremo inferior del mismo. El entubado puede estar suspendido del manguito. Es preferible que el entubado asegurado por el manguito provea el entubado externo, cuya superficie interior define el espacio anular junto con una superficie externa de un entubado interno.
El suspensor puede soportar un entubado y en donde los medios de monitoreo supervisan el espacio anular situado entre una superficie externa del entubado y una superficie interior de un entubado externo.
Es preferible que los medios de monitoreo comprendan un manguito asegurado dentro del cabezal de pozo, en donde el manguito incluye un pasadizo de monitoreo para el flujo que conecta el espacio anular a una abertura de monitoreo situada arriba del suspensor.
Es preferible que el manguito esté dispuesto para asegurar el suspensor dentro del cabezal de pozo.
Es preferible que el manguito comprenda primeros medios de aseguramiento y segundos medios de aseguramiento para asegurar el suspensor en una primera posición y una segunda posición.
Es preferible que un extremo inferior del manguito esté situado debajo de una superficie sellante del suspensor en la primera posición y/o en la segunda posición.
El manguito puede extenderse entre una disposición inferior de aseguramiento y una disposición superior de aseguramiento .
Es preferible que el pasadizo de monitoreo para el flujo provea un bypass para la comunicación de fluidos para permitir que el fluido sea introducido en y/o extraído desde, el espacio anular.
Los medios de monitoreo pueden comprender un sensor de fluidos situado arriba del suspensor. Los medios de monitoreo pueden comprender un suspensor de monitoreo.
El suspensor de monitoreo puede comprender un pasadizo de monitoreo para el flujo que está alineado con una abertura de a pasadizo para el flujo en un manguito y en donde el suspensor de monitoreo además comprende un puerto de monitoreo para la conexión con medios de comunicación para comunicarse desde el cabezal de pozo submarino a la superficie.
Es preferible que los medios de comunicación sea selectivamente acoplables y desacoplables con el puerto de monitoreo .
Los medios de monitoreo pueden comprender un manguito de aislación que puede ser asegurado arriba del suspensor y en donde el manguito de aislación sella una abertura abierta provista por un pasadizo de monitoreo para el flujo dentro de un manguito en el que se halla situado el suspensor.
Es preferible que la disposición de aseguramiento comprenda una disposición de abrazado para abrazar el suspensor. La disposición de aseguramiento puede incluir una primera disposición de abrazado para abrazar el suspensor y una segunda disposición de abrazado para abrazar una parte de los medios de monitoreo arriba del suspensor. La segunda disposición de abrazado puede abrazar un manguito de aislación arriba del suspensor. La segunda disposición de abrazado may clamp un suspensor de monitoreo arriba del suspensor.
La primera disposición de abrazado y/o la segunda disposición de abrazado pueden estar dispuestas de manera de ejercer una fuera radial suficiente para distorsionar el manguito hacia dentro para asir el suspensor y/o el manguito de aislación y/o el suspensor de monitoreo.
Es preferible que el manguito esté dispuesto, en uso, para situarse entre una superficie interior de una parte de la primera disposición de abrazado y una superficie externa del suspensor .
Es preferible que el manguito esté dispuesto, en uso, para situarse entre una superficie interior de una parte de la segunda disposición de abrazado y una superficie externa del manguito de aislación o el suspensor de monitoreo.
Es preferible que el pasadizo de monitoreo para el flujo no penetre un entubado del cabezal de pozo.
Es preferible que el manguito comprenda una sección cilindrica de un entubado que induye una superficie interior y una superficie exterior.
Es preferible que el pasadizo de monitoreo para el flujo esté provisto en el manguito y que incluya una entrada sobre una superficie interior del manguito, una sección que se extiende y que conecta la entrada a una salida, y estando la salida situada sobre la superficie interior del manguito. Es preferible que la sección que se extiende se extienda (primariamente) en la dirección longitudinal del manguito. La sección que se extiende puede incluir una sección que se extiende radialmente. La sección que se extiende puede extenderse al mismo tiempo radialmente hacia fuera y longitudinalmente y después radialmente a lo largo de un radio del manguito.
El pasadizo de monitoreo para el flujo puede proveer medios de remediación que alivien la acumulación de presión en el espacio anular. Es preferible que los medios de remediación estén dispuestos para purgar la presión del espacio anular. Es preferible que los medios de remediación estén dispuestos para introducir un fluido de remediación para sellar una parte del espacio anular. Los medios de remediación pueden estar dispuestos, en uso, para subsanar la SCP (Sustained Casing Pressure, Presión Prologada en el Entubado) . Los medios de remediación pueden estar dispuestos para presión, o para introducir un fluido de. remediación, tal como lodo de perforación para matar la fuga, o cemento para sellarla.
De acuerdo con un segundo aspecto de la presente invención, se provee a subconjunto de cabezal de pozo que incluye una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro del cabezal de pozo submarino, estando la disposición de aseguramiento de acuerdo con el primer aspecto de la presente invención.
De acuerdo con un tercer aspecto de la presente invención, se provee un método para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino que comprende asegurar el suspensor en una primera posición con primeros medios de aseguramiento y proveer un pasadizo para el flujo sobre una superficie de sellado exterior del suspensor y al mismo tiempo el suspensor es retenido en la primera posición de manera tal que el fluido puede fluir alrededor de la superficie de sellado exterior del suspensor, comprendiendo el método mover el suspensor desde la primera posición a una segunda posición y asegurar el suspensor en la segunda posición con segundos medios de aseguramiento y abrazar el suspensor a efectos de proveer un sello alrededor del suspensor y al mismo tiempo el suspensor es asegurado en la segunda posición de manera tal que el fluido no puede fluir alrededor de la superficie de sellado exterior del suspensor .
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
continuación se describe la presente invención título de ejemplo solamente, y haciéndose referencia a los siguientes dibujos, en los que:
La Figura 1 es una sección transversal de una forma de realización preferida de un cabezal de pozo submarino con una primera disposición de abrazado en una primera posición.
La Figura 2 es una vista detallada de una parte de una forma de realización preferida de una primera disposición de abrazado en realización pre
de una forma de realización preferida de un cabezal de pozo submarino con una primera disposición de abrazado en una segunda posición.
La Figura 4 es una vista detallada de una forma de realización preferida de una primera disposición de abrazado en una segunda posición dentro de una forma de realización preferida de un cabezal de pozo submarino.
La Figura 5 es una vista en sección transversal de una forma de realización preferida de un cabezal de pozo submarino con una segunda disposición de abrazado en una primera posición y una primera disposición de abrazado en una segunda posición.
La Figura 6 es una vista detallada de una parte de una forma de realización preferida de una segunda disposición de abrazado en una primera posición dentro de una forma de realización preferida de un cabezal de pozo submarino.
La Figura 7 es una vista en sección transversal de una forma de realización preferida de un cabezal de pozo submarino con una segunda disposición de abrazado en una segunda posición y una primera disposición de abrazado en una segunda posición.
La Figura 8 es una vista detallada de una parte de una forma de realización preferida de una segunda disposición de abrazado en una segunda posición dentro de una forma de realización preferida de un cabezal de pozo submarino.
La Figura 9 es una vista en sección transversal de una forma de realización de un cabezal de pozo submarino con disposiciones de abrazado primera y segunda junto con medios para el monitoreo del espacio anular en una configuración de remediación.
La Figura 10 es una sección transversal de; otra forma de realización de un cabezal de pozo submarino con medios de abrazado primero y segundo con un manguito que provee ; un pasadizo de monitoreo y con un manguito de aislación y un suspensor en una posición inferior asegurada.
La Figura 11 es una vista en sección transversal de otra forma de realización de un cabezal de pozo submarino con medios de abrazado primero . y segundo con un manguito que provee un pasadizo de monitoreo y con un manguito de aislación y un suspensor en una posición superior asegurada.
La Figura 12 es una sección transversal de otra forma de realización de un cabezal de pozo submarino con medios de abrazado primero y segundo con un suspensor de monitoreo alineado con un manguito que provee un pasadizo de monitoreo, estando los medios de monitoreo en una configuración de producción.
DESCRIPCIÓN DETALLADA
Tal como se muestra en la Figura 1, un cabezal de pozo 10 comprende una cantidad de entubados concéntricos suspendidos de él. En particular, un conductor 12 abarca un entubado intermedio 14 y en una forma de realización en particular un conductor de 36", 12, abarca una tira de entubado de 28", 14. La tira de entubados 28", 14, incluye un suspensos 15 en su extremo superior que de manera efectiva suspende la tira de entubado de 28", 14, desde el conductor 12. El conductor 12 tiene una primera carcasa de cabezal de pozo 26 en un extremo superior del mismo.
La formación del pozo incluye hacer pasar cemento hacia abajo a través de la tira de entubados de 28", 14, y este cemento seguidamente fluye hacia arriba entre la superficie interior del conductor 12 y la superficie externa de la tira de entubado de 28", 14, en el espacio anular 18 definido entre ambos. Una válvula 20 permite que "el exceso de cemento" fluya saliendo del espacio anular 18 a medida que el cemento desplaza dicho fluido. La válvula 20 comprende una válvula inferior 20 operada por un ROV (remotely operated vehicle, vehículo operado a distancia) sub de suspensor 28" . El "exceso de cemento" puede comprender predominantemente fluido de perforación.
La tira de entubado de 28" abarca una tira de entubado de 22", 22, que está suspendida de una segunda carcasa de cabezal de pozo 24. Nuevamente, se hace pasar cemento a lo largo y hacia abajo de la tira de entubados 22", 22, y después fluye hacia arriba alrededor de la superficie externa de la tira de entubados 22", 22, y la superficie interna de la tira de entubados de 28", 14, y al interior del espacio anular definido entre ambos. Nuevamente, una válvula 30 permite que el "excedente de cemento" fluya saliendo del espacio anular 28 a medida que el cemento desplaza dicho fluido. Esta segunda válvula 30 comprende una válvula 30 operada por un ROV sub de suspensor de 28" .
La presente invención se refiere primariamente al aseguramiento de las tiras de entubado interior 32, 34 situadas dentro de la tira de entubados intermedia de 22", 22.
La primera tira de entubado interior 32 comprende una tira de entubado 13 3/8", 32. En la presente invención, la primera tira de entubado interior 32 se hace pasar hacia abajo a través de la tira de entubado intermedio 32. El primer entubado interior 32 tiene un suspensor en su extremo superior. El suspensor incluye una superficie de tope alrededor de su periferia. La superficie de tope 38 está dispuesta, para acoplarse en, y para ser retenida sobre, un resalto de retención 40 que sobresale hacia adentro desde el incubado intermedio 22 o específicamente un manguito 42 situado en el extremo superior de la tira de entubado intermedia 22. Esta posición corresponde a una primera posición de aseguramiento para la primera tira de entubado interior, 32.
En particular, el suspensor 36 del primer entubado interior 32 incluye acanaladura 44 o nervaduras longitudinales alrededor de la circunferencia. Estas acanaladura 44 o nervaduras pueden posicionarse y solamente se extienden por una parte de la extensión longitudinal del primer suspensor 36. En particular, estas acanaladuras 44 o nervaduras longitudinales solamente se extienden en una parte de la porción inferior del suspensor 36.
Los extremos inferiores de las acanaladura 44 o de las nervaduras longitudinales proveen la superficie de tope 38 sobre la cual se soporta el suspensor 36 sobre el resalto de retención 40.
Directamente por arriba de las acanaladuras 44 o de las nervaduras longitudinales, el suspensor 36 comprende una superficie de sellado exterior 46 que se extiende alrededor de su periferia completa.
La extensión radial exterior de las acanaladura 24 o de las nervaduras longitudinales puede corresponder sustancialmente a la extensión radial de la superficie de sellado exterior 46. En la primera posición, la superficie de sellado exterior 46 se sitúa adyacentemente a una ranura 48 situada sobre la pared interna del entubado intermedio 22 o del manguito 42.
El suspensor 36 también comprende acanaladuras 50 o nervaduras longitudinales que se extiende longitudinalmente hacia arriba desde la superficie de sellado exterior 46. Estas acanaladuras 50 o nervadura longitudinales están separadas a iguales distancias alrededor de la circunferencia del suspensor 36.
Estas acanaladuras superiores 50 o nervaduras longitudinales se alinean con las acanaladuras inferiores 44 o nervaduras longitudinales, estando la superficie de sellado exterior 46 situada entre ambas
Como se muestra en la Figura 1 y en la Figura 2, cuando el suspensor 36 del primer entubado interior 32 está soportado sobre el resalto de retención 40, las acanaladuras inferiores 44 proveen un pasadizo para el fluido que permite que el fluido fluya hacia arriba desde entre el entubado intermedio 22 y el primer entubado interior 32. Esté fluido puede seguidamente subir hacia arriba entre la superficie de sellado externa 46 y el entubado intermedio 22 o manguito 42 provisto por la porción de ranura 48. El fluido puede seguidamente pasar a través de los pasadizos provistos en las acanaladuras superior 50 o nervaduras longitudinales, y el fluido puede continuar fluyendo hacia arriba a través de un entubado tubular hacia la superficie.
Ese pasadizo continuo para el fluido alrededor del primer entubado interior 32 mientras el primer entubado interior 32 está suspendido, provee un pasadizo para "los excedentes de cemento" para que fluyan hacia arriba de regreso a la superficie sin necesidad de válvulas operadas a distancia.
Por lo tanto, estando el primer entubado interior 32 asegurado en la primera posición de manera tal que los extremos inferiores de las acanaladuras 44 o de las nervaduras longitudinales están descansando sobre la superficie superior del resalto 40, puede hacerse pasar el cemento hacia abajo a través del primer entubado interior 32 a efectos de que el cemento fluya hacia arriba en la separación anular 52 provista entre la superficie externa del primer entubado interior 32 y la superficie interna del entubado intermedio 22. El fluido que es desplazado por el cemento produce "flujos de excedente de cemento" , y este fluido seguidamente fluye a través de las acanaladuras inferiores 44, alrededor de la superficie sellante externa 46, hacia arriba a través de las acanaladuras superiores 50 y finalmente, y finalmente "excedente de cemento" puede fluir hacia la superficie a través de una tira de entubado tubular que se extiende desde el cabezal de pozo 10 hacia la superficie.
Tal como se muestra en las Figuras 3 y 4, una vez cementado, la primera tira interior de entubado 32 es izada hasta que la superficie sellante 46 está situada adyacentemente a los primeros medios de aseguramiento. El izado del suspensor 36 y de la primera tira de entubado interior 32 puede ser, un simple movimiento ascendente solamente que puede ser calibrado haciendo referencia a un punto de referencia en particular. En un ejemplo, el movimiento puede utilizar como referencia un punto de índice provisto por una parte del dispositivo para impedir una erupción (blowout preventer) .
Los segundos medios de aseguramiento comprenden una disposición de abrazado que comprende un collar 54 que tiene una superficie externamente ahusada que coopera con un componente anular en la forma de un anillo de compresión 56. El anillo de compresión 56 puede moverse axialmente con respecto al collar de compresión 54 de manera tal que las superficies ahusadas cooperantes crean una fuerza dirigida hacia adentro que comprime el manguito 42 sobre la superficie sellante externa 46. La fuerza generada por el movimiento axial relativo del anillo de compresión 56 con respecto al collar de compresión 54 forma un sello de metal a metal entre el manguito 42 y el suspensor 36 del primer entubado interior 32. El manguito 42 puede incluir una serie de acanaladuras 43 o aletas o nervaduras longitudinales alrededor de su circunferencia externa a efectos de colaborar en la fuerza de compresión generada por la compresión del manguito 42. Las acanaladuras 43 incrementan del diámetro exterior del manguito en el lugar en el lugar dentro de la disposición de abrazado .
Además, el movimiento del suspensor 36 desde la primera posición a la segunda posición crea una carga axial sobre la primera tira de entubado 32 y la disposición de abrazado mantiene o conserva esta carga axial dentro de la primera tira de entubado Las superficies sellantes externas 46 del suspensor 36 crean un sello de metal a metal entre el suspensor 36 y el manguito 42. La superficie sellante externa 46 también puede comprender dos anillos en "0" 56 situados separados longitudinalmente entre sí sobre la superficie sellante externa 46, de manera de crear un sello de tipo elevado.
La disposición de abrazado abraza el suspensor 36 y por lo tanto la primera tira de entubado interior 32 de manera de impedir cualquier movimiento longitudinal de la primera tira de entubado interior 32. En particular, la disposición de abrazado impide que el peso actuante sobre la tira 42 arrastre la primera tira de entubado interior 32 hacia abajo. Además, la disposición de abrazado también impide que cualquier presión ascendente generado en el espacio anular 52 que rodea la primera tira de entubado interior 32 nueva la primera tira de entubado interior 32 hacia arriba. Por lo tanto, la primera tira de entubado interior 32 se mantiene hermética con un sello de metal a metal y la primera tira de entubado interior 32 se mantiene con una carga axial .
La disposición de abrazado sencilla crea un sello de metal a metal y también impide el movimiento de la tira de entubado 56 hacia abajo, y también impide el movimiento de la tira de entubado 56 en una dirección ascendente.
Tal como se muestra en las Figuras 5 a 8, la disposición de cabezal de pozo incluye una segunda carcasa de cabezal de pozo 24 que está situada arriba de la primera carcasa de cabezal de pozo 26. La segunda carcasa de cabezal de pozo 24 incluye un segundo medio de aseguramiento para asegurar una segunda tira de entubado interior 56 dentro de la primera tira de entubado interior 32, en una disposición similar.
La segunda tira de entubado interior 56 comprende una tira de entubado de 9 5/8" 56. La segunda tira de entubado interior 56 incluye un suspensor 58 en su extremo superior. El suspensor 58 comprende una superficie sellante externa 60 definida alrededor de su periferia externa que está dispuesta para crear un sello de metal con metal con el manguito 42.
Nuevamente, el suspensor 58 está dispuesto para ser soportado en una primera posición mientras provee un pasadizo para los fluidos que permite que el "excedente de cemento" fluya hacia arriba a través de una tira de entubado hacia la superficie.
El segundo suspensor 58 incluye nervaduras que se extienden radialmente 62 o acanaladuras definidas como la superficie de tope inferior del suspensor 58. El segundo suspensor 58 queda retenido en una primera posición a medida que la superficie del tope inferior 62 del suspensor 58 hace tope con un resalto de retención 64 o superficie provista por el primer suspensor 36.
Dado que la superficie de tope inferior 62 del segundo suspensor 58 comprende acanaladuras o nervaduras 62, este medio de soporte provee una pluralidad de pasadizos para el fluido.
La superficie sellante externa 60 del segundo suspensor 58 está dispuesta de manera de situarse en un diámetro agrandado 65 o ranura del manguito 42 de manera tal que el fluido pueda pasar entre la superficie sellante externa 60 y el manguito 42 mientras el suspensor 58 queda retenida en la primera posición.
En esta primera posición, el cemento puede fluir hacia abajo por la segunda tira de entubado interior 56 y seguidamente fluye hacia arriba en el espacio anular 66 entre la superficie externa de la segunda tira de entubado interior 56 y la superficie interna de la primera tira de entubado interior 32. A medida que el cemento ingresa en esté espacio anular 66, el cemento desplaza el fluido situado en el mismo el que seguidamente puede fluir hacia arriba entre las acanaladuras 62 o nervaduras del suspensor 58 y alrededor de la superficie sellante externa 60 del segundo suspensor 58. El fluido seguidamente fluya hacia arriba entre las acanaladuras externas superiores 63 o nervaduras longitudinales provistas en el segundo suspensor 58 por arriba de la superficie sellante externa 60. Los "excedentes de cemento" pueden seguidamente fluir hacia arriba hacia la superficie .
Una vez que el cemento se ha curado, el segundo suspensor 58 y la segunda tira de entubado interior asociaba 56 pueden ser izadas hacia arriba a efectos de que la, superficie sellante externa 60 del segundo suspensor 58 se sitúa adyacentemente a y dentro de, un segundo medio de aseguramiento que comprende una disposición de abrazado.
La disposición de abrazado comprende un collar de compresión 68 que incluye superficies ahusadas hacia afuera. Dos anillos de compresión 70, 71, que incluyen respectivas superficies ahusadas hacia dentro, están dispuestos de manera de situarse alrededor de las superficies ahusadas del; collar de compresión 68. Estos anillos de compresión 70, 71 ¡pueden ser movidos el uno con respecto al otro y por sobre las superficies externamente ahusadas del collar de compresión 68. . Este movimiento relativo hace que el anillo de compresión 68 se comprima y deforme el manguito 42 hacia dentro de manera tal que el diámetro interno del manguito 42 disminuye y de manera de manera efectiva apretuje el segundo suspensor 58. En particular, esta fuerza dirigida hacia adentro crea un sello de metal a metal entre la superficie sellante externa 60 del segundo suspensor 58 y la superficie interna del manguito 42.
Las superficies sellantes 60 incluyen dos sellos en
"O", 67, para ayudar en el sello creado por la fuerza de abrazado .
La disposición de abrazado crea un sello de metal a metal y también impide el movimiento de la tira de entubado 56 hacia abajo y asimismo impide el movimiento de la tira de entubado 56 en una dirección ascendente.
Tal como se muestra en las Figuras 7 y 8, la segunda tira de entubado interna 56 es izada una vez que el cemento se haya curado. Este movimiento en la posición de la parte superior de la tira de entubado 56 significa que en la segunda tira de entubado interior 56 incluirá una carga axial que será mantenida mediante el aseguramiento del segundo suspensor 58 en esta segunda posición. Este movimiento es un simple movimiento ascendente de la segunda tira de entubado interior 56.
Por lo tanto, la presente invención provee una disposición de cabezal de pozo 10 que incluye una primera tira de entubado interior 32 que es mantenida bajo carga axial y una segunda tira de entubado interior 56 que también se mantiene bajo carga axial. Estas dos tiras de entubado interiores, primera y segunda, 32, 56, se abrazan de manera liberable de manera tal que las tiras de entubado 32,56 no pueden moverse en la dirección longitudinal hacia arriba ni hacia abajo. Antes de ser abrazados en una posición de este tipo, la disposición de cabezal de pozo 10 provee primeros medios de retención destinados a retener las tira de entubado primera y segunda 32, 56 en una posición de cementado, mediante lo cual los "excedentes de cemento" son capaces de fluir alrededor de los respectivos suspensores 36, 58 y hacia arriba a través de un entubado hacia la superficie. Una vez cementados, los suspensores superiores 36, '58 de las respectivas tiras de entubado interiores, 32, 56, :son movidos hacia arriba donde el suspensor es seguidamente abrazado en posición a efectos de mantener las respectivas tiras de entubado interior 32,56 bajo una carga axial y al mismo tiempo se les impide moverse sea hacia sea hacia abajo.
La presente invención puede utilizarse en cabezal s de pozo submarinas donde reinan elevadas presiones/elevadas temperaturas, y puede utilizarse en pozo de exploración de tipo jack-up. La disposición de aseguramiento provee verdaderos sellos de metal a metal y asegura una traba instantánea que puede hacer juego con la capacidad del suspensor.
La presente invención provee muchas ventajas que incluyen el requerimiento de tan sólo una instalación de un solo viaje de suspensores submarinos. Los suspensores son sellados y bloqueados en cuanto se haya completado el cementado. Además, capacidad de traba bajo presión completa en el espacio anular puede proveer hasta 4 millones de libras. La presente invención elimina la utilización de sellos anulares y manguitos de traba de la técnica anterior.
Por lo tanto, la presente invención tiene un tiempo de instalación considerablemente reducido y también provee la capacidad de supervisar la integridad del sello.
Por otra parte, la presente invención provee sellos de metal a metales fiables debido a la eliminación de movimiento, el gran área de contacto de los sellos, los múltiples sellos de metal, la única trayectoria de fuga y el sello de abrazado tiene una capacidad demostrada de 20.000 psi a temperaturas superiores e inferiores a 350 °F.
La presente invención provee una traba automática de precarga de un cabezal de pozo a un conductor y permite un diseño de gran diámetro con una resistencia superior al curvado. El sistema tiene sellos de metal integrados sin instalación submarina de los sellos, y los múltiples sellos de metal son activados mediante una fuerza externa con una capacidad previsible. El bloqueo es instantáneo y nos requieren partes móviles en los suspensores. No es necesario activar anillos de traba, y el sistema provee un entorno rígido de sello de metal a metal. El sistema puede ser utilizado en entorno contaminado.
La instalación del sistema puede incluir la provisión de ensayos con el dispositivo para impedir la destrucción por soplado, estando los bujes de desgaste en su lugar. La instalación de los suspensores es reversible, y el sistema puede incluir una traba positiva de los bujes de desgaste sin rotación.
La presente invención provee un sistema sencillo y efectivo para proveer una disposición de traba para una tira de entubado en el que la tira de entubado se mantiene con un sello de metal a metal y la tira de entubado queda bloqueada contra movimiento tanto en ascendente como descendente. La disposición de abrazado no requiere la utilización de múltiples componentes, como se utiliza en la técnica anterior. El sistema de abrazado es un sistema único simple. En particular, la disposición de abrazado es un sistema efectivo y fiable para proveer un accionamiento Simple para trabar la tira de entubado contra su movimiento ascendente y descendente mientras se produce simultáneamente un sello de metal a metal. La disposición de abrazado produce una fuerza de compresión que crea una capacidad de asido suficiente para proveer la totalidad de esas tres funcionalidades mencionadas, de manera rápida, sencilla y simultánea, sin necesidad de múltiples componentes separados para proveer cada función. Por ejemplo, los sistemas de la técnica anterior pueden requerir componentes sellantes anulares, componentes para bloquear la tira contra su movimiento descendente y componentes para bloquear la tira contra su movimiento ascendente. Cada una de las tres funciones puede haber referido componentes separados, y cada una de estas funciones puede haber previamente referido activaciones separadas. Debe tenerse presente que estos múltiples componentes y accionamientos extra introducirán problemas y componentes y accionamientos extra que incrementarán el riesgo de un fallo.
La presente invención también provee medios para supervisar el espacio y volumen dentro de espacio anular inferior. En particular, los medios para el monitoreo supervisan el espacio y volumen dentro del espacio anular 52 situado entre la superficie interna de la tira de entubado intermedia de 22", 22, y la superficie externa de la tira de entubado interior 32. Por otra parte, los medios de monitoreo proveen la capacidad de recuperar .y/o introducir uno o más entubados en el espacio anular 52.
Los medios de monitoreo proveen un puerto, en especial un pasadizo 100 (un pasadizo para el monitoreo de los fluidos) , que se extiende hacia arriba desde el espacio anular 52. El pasadizo 100 está previsto en un manguito 102. De esta manera, el manguito 102 es un manguito de reemplazo para el manguito 42 anteriormente descrito. Por lo tanto, el manguito 102 esta situado en el extremo superior de la tira de entubado intermedio 22. El manguito 102 provee la ranura 48 y una superficie de sellado interior para sellar con la superficie de sellado externa 46 del suspensor 36 en la segunda posición asegurada.
Tal como se muestra en la Figura 9, el pasadizo 100 incluye un extremo inferior 104 que provee una región de entrada/salida . El extremo inferior 104 está dispuesto para situarse por debajo del sello creado entre el suspensor 36 y el manguito 102 cuando el suspensor 236 se halla en la segunda posición asegurada. De manera similar, un extremo superior 106 del pasadizo 100 está dispuesto para situarse por arriba del sello creado entre el suspensor 36 y el manguito 102 cuando el suspensor 36 se halla en la segunda posición superior asegurada.
Por lo tanto, cuando el suspensor 36 se halla en la segunda posición superior asegurada, el pasadizo 100 provee una comunicación de fluidos (o conducto para fluidos) que desvía el sello de manera tal que el fluido tiene la capacidad de pasar entre una sección de conducto superior 108 y el espació anular inferior 52.
Por lo tanto, la presente invención provee un pasadizo 100 que permite supervisar el espacio y volumen dentro del espacio anular inferior 52. Esta disposición no requiere ninguna penetración en el cabezal del pozo, y en particular, no requiere ninguna penetración en los entubados. Un puerto que incluye una válvula que sobresale a través del entubado en una ubicación por debajo del cabezal del pozo podría proveer acceso al espacio anular 52, pero una disposición de este tipo sería peligrosa y arriesgada. Por ejemplo, si una válvula de esté tipo llegara a fallar entonces las consecuencias serían catastróficas para el pozo. Además, hay varias reglamentaciones y reglas que especifican que no debe haber una penetración de este tipo de la tubería montante en esa ubicación.
La expresión "monitoreo o supervisión" se utiliza en el sentido de detectar parámetros y/o para remediar o subsanar un problema detectado dentro de espacio anular. En particular, la trayectoria de monitoreo del espacio anular también puede ser utilizada para remediar cualquier acumulación de presiones, típicamente denominada SCP (Sustained Casing Pressure, presión sostenida en el entubado) . El remedio consiste en purgar la presión, o introducir un fluido de remediación, tal como lodo de perforación, para matar la fuga, o cemento para sellarlo.
Cuando se construye el cabezal del pozo, puede utilizarse un manguito de aislación 110, como se muestra en la Figura 10. El manguito de aislación 110 está dispuesto para ser asegurado sobre el extremo superior 106 del pasadizo 100, y de esta manera impide el flujo del fluido en el pasadizo 100. El manguito de aislación 110 puede utilizarse como un manguito temporal durante la construcción del cabezal de pozo. El manguito de aislación 110 se remueve y seguidamente se reemplaza con un suspensor de monitoreo 112 que comprende un extremo de monitoreo y suspensor de tubo. En la forma de realización mostrada en la Figura 9, el suspensor de monitoreo 12 no tiene un entubado suspendido de él y el suspensor de monitoreo está proveyendo medios de remediación para remediar el exceso de presión detectado dentro del espacio anular por medio de la introducción o extracción de un fluido a través de los medios de monitoreo.
El suspensor de monitoreo 112 está dispuesto para ser asegurado dentro de la segunda carcasa (superior) del cabezal de pozo 24. En particular, el suspensor de monitoreo 112 está asegurado dentro de los segundos medios de aseguramiento, como se mencionó en lo que precede.
El suspensor de monitoreo 112 provee una herramienta que puede establecer una comunicación con, y controlar, el espacio anular dentro de una herramienta de pasada de tubería de perforación a través de la tubería montante. El suspensor de monitoreo 112 puede ser implementado sea antes de que el suspensor de tubería haya sido instalado o como una intervención mediante la remoción del suspensor de tubería y su reemplazo con el suspensor de monitoreo 112.
Tal como se muestra en la Figura 9, en una configuración de remediación, el suspensor de monitoreo 112 incluye un conducto central 108 que incluye un pasadizo 114 que se extiende radialmente hacia fuera desde el conducto central 108. El pasadizo radial 114 está dispuesto de manera de ser alineado con el extremo superior 106 del pasadizo 100 provisto en el manguito 102. Tal como se explicó en lo que precede, el extremo inferior 104 del pasadizo 100 conecta de manera fluida el espacio anular 52 situado debajo del suspensor inferior 36. Por lo tanto, el conducto central 108 del suspensor de monitoreo 112 se halla en una comunicación de fluidos con el espacio interior de la tira de entubado de 22" y la superficie exterior de la tira de entubado interior 32. El conducto central 108 puede estar conectado a la superficie donde pueden haberse instalado otros aparatos y sensores de monitoreo. Por ejemplo, la conexión a la superficie puede ser provista por un cordón umbilical o por conexión adecuada. Los sensores pueden comprender un manómetro y/o un sensor de temperaturas u otro sensor para la supervisión o monitoreo del fluido. Puede haber un manómetro situado en la superficie de la configuración de remediación mostrada en la Figura 9, o puede haberse situado un manómetro eléctrico en el árbol de Navidad 120 que se halla en comunicación con una estación de superficie. Además, los medios de monitoreo pueden incluir una válvula operada a distancia que permite el acceso al espacio anular de manera tal que el usuario puede controlar la introducción de un fluido en el espacio anular o la extracción de un fluido desde el espacio anular.
En esta configuración de remediación, es posible introducir un ruido en o extraérselo desde, el espacio lunar. Por ejemplo, los medios de monitoreo pueden detectar un exceso de presión dentro del espacio lunar, y/o los medios de monitoreo pueden detectar la presencia de petróleo/gas en exceso dentro del espacio anular que no debería estar presente. Los, medios de monitoreo permiten que un volumen de ser fluido en exceso sea extraído del espacio anular a través del pasadizo 100 y al interior del conducto central 108. El exceso de fluido puede seguidamente fluir a través del conducto central 108 para su remoción. Como alternativa, el problema del exceso de ruido o de fluido indeseado puede resolverse mediante la introducción de un fluido (por ejemplo, lodo, cemento, etc.) en el espacio anular. Esto puede ayudar a resolver un purgado o sangría de un fluido (por ejemplo, petróleo, gas, etc.) en el espacio anular. La introducción del fluido puede comprender obligar el fluido a pasar hacia abajo por el conducto central 108, a través del pasadizo 100 y al interior del espacio anular 52. Por lo tanto, los medios de monitoreo proveen medios de remediación. Los medios de monitoreo supervisan/detectan cualquier acumulación de presión a lo largo del tiempo de petróleo/gas en el espacio anular donde no debería estar, y los medios de monitoreo pueden seguidamente remediar o subsanar este problema. Por ejemplo, los medios de monitoreo pueden purgar el exceso de presión y seguidamente cerrar esta conexión, o es posible conectar una bomba en los medios de monitoreo a efectos de que el lodo/cemento sea bombeado en el espacio anular a efectos de detener un mayor purgado. Por lo tanto, el pasadizo 100 provee acceso de fluido al espacio anular a efectos de permitir el purgado o para permitir la introducción de un fluido de remediación.
El manguito 102 que incluye el pasadizo 100 se extiende entre ambos medios de aseguramiento primero (inferior) y segundo (superior) del cabezal de pozo. Tal como se muestra en la Figura 9, el pasadizo 100 tiene una entrada inferior 104 que está situada debajo de la superficie de sellado del suspensor 36. El pasadizo 100 está dispuesto en ángulo radialmente hacia fuera a medida que el pasadizo 100 se extiende hacia arriba hasta que el pasadizo 100 provee una sección rinconera 116. El pasadizo 100 seguidamente se extiende radialmente hacia dentro en forma de una sección lineal 115 a lo largo de un radio del manguito 102. Esta sección de lineal 115 provee una región de salida que está dispuesta para ser alineada con un pasadizo 114 provisto en el suspensor de monitoreo 112.
La instalación de los medios de monitoreo se describirá ahora con mayor detalle, y con particular referencia a las Figuras 10 a 12.
Inicialmente se instala el suspensor de entubado de producción 36 con el manguito de aislación 110. Se coloca el ensamble estando el suspensor de manipulación 36 soportado sobre el resalto 40 provisto por el manguito 102 que está situado en la parte superior de la tira de entubado intermedio 22, como se muestra en la Figura 10. El entubado 32 de seguidamente cementado en su posición, y el cemento en exceso/fluido desplazado se extraen como anteriormente descrito. El suspensor de entubado 36 y el manguito de aislación lio son seguidamente izados en la posición de ajuste y ajustan los sellos anulares mediante los medios de aseguramiento inferiores. Los medios de seguramente inferiores se accionan para sellar el suspensor de entubado 36 en su posición y se accionan los medios de aseguramiento superiores para sellar el manguito de aislación 110 en su posición, tal como se muestra en la Figura 11, habiéndose retirado la herramienta de manipulación.
Puede hacerse un ensayo de presión de la disposición en esta configuración. La herramienta de manipulación con la que se instaló y ajustó el suspensor de entubado inferior 36 y el manguito de aislación 110, pueden seguidamente ser removidos. A continuación puede continuarse con el programa de perforación. El proceso de la instalación puede incluir llevar a cabo ensayos semanales de prevención de destrucción por sopladura con lo cual se utiliza cualquier herramienta de ensayo adecuado que pueda ser selectivamente ampliada en, y retirado de, el cabezal del pozo.
El manguito de aislación 110 puede seguidamente ser removido de la disposición. Los medios de aseguramiento superiores son desacoplados y seguidamente se retira el manguito de aislación 110 mediante una herramienta de manipulación. Una vez removido, es posible instalar el conjunto de completamiento y el suspensor de tubería, como se muestra Figura 12, que muestra los medios de monitoreo en una configuración de producción. Esto incluye la operación de los segundos medios de aseguramiento en la segunda carcasa del cabezal de pozo 24 para ajustar los sellos anulares para la supervisión del espacio anular y para asegurar el suspensor de tubería 102 en su posición. Una vez asegurados , se conectan los tapones de cable en, y se los instala en, el suspensor de tubería 112. A continuación puede removerse la herramienta para la manipulación del suspensor de tubería y el montante de perforación.
Una vez que se ha removido el montante de perforación, es posible instalar un conjunto de árbol de Navidad 120 arriba de la segunda carcasa de cabezal de pozo 24, como se muestra en Figura 12. El conjunto de árbol de Navidad 120 se instala arriba de la segunda carcasa de cabezal de pozo 24 y el conjunto de árbol de Navidad 120 incluye un conector 122 que se inserta en un puerto de monitoreo 119 del espacio anular provisto en el suspensor de tubería 112. Finalmente se retira el tapón de cable y el pozo está completo.
Claims (46)
1. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino que comprende primeros medios de aseguramiento para asegurar el suspensor en una primera posición y segundos medios de aseguramiento para asegurar el suspensor en una segunda posición, estando los medios de aseguramiento primero y segundo dispuestos, en uso, para proveer un pasadizo para el fluido sobre una superficie de sellado exterior del suspensor y al mismo tiempo el suspensor está retenido en la primera posición de manera tal que el fluido puede fluir alrededor de la superficie de sellado exterior del suspensor, los segundos medios de aseguramiento comprenden una disposición de abrazado a efectos de proveer un sello alrededor del suspensor y al mismo tiempo el suspensor está asegurado en la segunda posición de manera tal que el fluido no puede fluir alrededor de la superficie de sellado exterior del suspensor.
2. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con la reivindicación 1 en la que los segundos medios de aseguramiento aseguran el suspensor en una primera dirección longitudinal y en una segunda dirección longitudinal opuesta a efectos de impedir el movimiento del suspensor en cualquier dirección longitudinal .
3. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con la reivindicación 1 o reivindicación 2, en la que los segundos medios de aseguramiento proveen una carga axial sobre un entubado asegurado debajo del suspensor.
4. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con la reivindicación 3 en la que el entubado está asegurado dentro del pozo mediante cemento.
5. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con cualquier reivindicación precedente en la que los primeros medios de aseguramiento aseguran el suspensor en una única dirección longitudinal y permiten el movimiento del suspensor en la segunda dirección longitudinal opuesta.
6. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con cualquier reivindicación precedente en la que los primeros medios de aseguramiento comprenden un resalto de retención que está dispuesto, en uso para cooperar con una superficie de retención sobre el suspensor a efectos de suspender el suspensor en la primera posición.
7. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con cualquier reivindicación precedente en la que el resalto de retención está provisto sobre una sección de tubo ya suspendida o asegurada dentro del cabezal de pozo.
8. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con cualquier reivindicación precedente en la que el resalto de retención está provisto mediante un manguito ya asegurado dentro del cabezal de pozo submarino.
9. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con cualquier reivindicación precedente en la que el resalto de retención está provisto por un suspensor ya asegurado dentro del cabezal de pozo submarino.
10. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con cualquier reivindicación precedente en la que, en la primera posición, una superficie de sellado exterior del suspensor está dispuesta para situarse en una posición longitudinal en la que la superficie de sellado exterior está separada con respecto a una superficie interior provista en el cabezal de pozo a efectos de definir una trayectoria de flujo anular alrededor de la superficie de sellado exterior.
11. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con cualquier reivindicación precedente en la que el suspensor comprende una pluralidad de acanaladuras o nervaduras longitudinales sobre una de sus superficies externas.
12. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con cualquier reivindicación precedente en la que el suspensor comprende una pluralidad de nervaduras radiales sobre una de sus superficies anulares inferiores .
13. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con las reivindicaciones 12 ó 13, en la que a una superficie inferior de las acanaladuras o nervaduras longitudinales o nervaduras radiales provee la superficie de retención sobre el suspensor.
14. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con cualquier de las reivindicaciones 11 a 13, en la que las acanaladuras o nervaduras longitudinales o nervaduras radiales, radialmente adyacentes, definen un pasadizo para el flujo entre ellas .
15. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con cualquier reivindicación precedente en la que la superficie de sellado exterior comprende una superficie externa de metal para crear un sello de metal a metal en la segunda posición.
16. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con cualquier reivindicación precedente en la que el pasadizo para el fluido permite que el exceso de cemento fluya hacia arriba desde un espacio anular alrededor del suspensor y un entubado suspendido .
17. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con cualquier reivindicación precedente en la que la disposición de aseguramiento permita que el cemento fluya hacia abajo por un entubado y seguidamente hacia arriba alrededor de una superficie externa del entubado y el excedente de cemento seguidamente fluye hacia arriba alrededor del suspensor y hacia arriba desde el mismo .
18. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con cualquier reivindicación precedente en la que la disposición de aseguramiento comprende una disposición inferior de aseguramiento y una disposición superior de aseguramiento.
19. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con la reivindicación 18 en la que la dispositivo inferior de aseguramiento comprende primeros medios inferiores de aseguramiento para asegurar un suspensor inferior en una primera posición y segundos medios inferiores de aseguramiento para asegurar el suspensor inferior en una segunda posición, estando los primeros medios inferiores de aseguramiento dispuestos, en uso, para proveer un pasadizo para fluido sobre una superficie de sellado exterior del suspensor inferior y al mismo tiempo el suspensor inferior es retenido en la primera posición de manera tal que el fluido puede fluir alrededor de la superficie sellante exterior del suspensor inferior, comprendiendo los segundos medios inferiores de aseguramiento una dispositivo inferior de abrazado a efectos de proveer un sello alrededor del suspensor inferior y al mismo tiempo el suspensor inferior es asegurado en la segunda posición de manera tal que el fluido no puede fluir alrededor de la superficie de sellado exterior del suspensor inferior.
20. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con la reivindicación 18 ó 19 en la que la disposición superior de aseguramiento comprende primeros medios superiores de aseguramiento para asegurar un suspensor superior en una primera posición y segundos medios superiores de aseguramiento para asegurar el suspensor superior en una segunda posición, estando los medios superiores de aseguramiento dispuestos, en uso, para proveer un pasadizo para fluido sobre una superficie de sellado exterior del suspensor superior y al mismo tiempo el suspensor superior está retenido en la primera posición de manera tal que el fluido puede fluir alrededor de la superficie de sellado exterior del suspensor superior, comprendiendo los segundos medios superiores de aseguramiento una disposición superior de abrazado a efectos de proveer un sello alrededor del suspensor superior y al mismo tiempo el suspensor superior está asegurado en la segunda posición de manera tal que el fluido no puede fluir alrededor de la superficie de sellado exterior del suspensor superior.
21. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con cualquier de las reivindicaciones 18 a 20, en la que el suspensor superior comprende un entubado tubular suspendido del mismo que está dispuesto, en uso, para situarse dentro de un entubado tubular entubado suspendido del suspensor superior.
22. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con cualquier reivindicación precedente en la que la disposición inferior de aseguramiento está provista dentro de una carcasa inferior del cabezal de pozo y la disposición superior de aseguramiento está provisto dentro de una carcasa superior del cabezal de pozo y en donde la carcasa superior del cabezal de pozo está soportado sobre la carcasa inferior del ¦ cabezal de pozo.
23. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con cualquier reivindicación precedente en la que los segundos medios de aseguramiento comprenden una disposición de abrazado para abrazar el suspensor de un primer entubado tubular de pozo en donde la disposición de abrazado comprende a collar que tiene una superficie externamente ahusada, y la disposición también incluye un componente anular con una superficie ahusada hacia dentro, siendo el collar y el componente anular relativamente móviles axialmente entre una primera posición en la que la superficie ahusada del componente anular no ejerce ninguna fuerza radial sobre el collar y una segunda posición en la que la superficie ahusada del componente anular ejerce una fuerza radial suficiente para distorsionar el suspensor del primer entubado tubular de pozo.
24. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con la reivindicación 23 en la que el componente anular comprende un anillo de compresión.
25. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con la reivindicación 23 ó 24 en la que el collar comprende un collar de compresión.
26. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo- con cualquier reivindicación precedente en la que los segundos medios de aseguramiento al mismo tiempo crean un sello de metal a metal para una tira de entubado suspendida del suspensor y al mismo tiempo se crea un mecanismo de bloqueo en posición para impedir tanto el movimiento ascendente como descendente de la tira de entubado .
27. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con cualquier reivindicación precedente en la que la disposición incluye medios de monitoreo para supervisar un espacio anular situado debajo del suspensor.
28. Un disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con la reivindicación 27 en la que el suspensor soporta un entubado y en donde los medios de monitoreo supervisan el espacio anular situado entre una superficie externa del entubado y una superficie interior de un entubado externo.
29. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con la reivindicación 27 ó 28, en la que los medios de monitoreo comprenden un manguito asegurado dentro del cabezal de pozo, en donde el manguito incluye un pasadizo para el fluido que conecta el espacio anular con una abertura de monitoreo situada arriba del suspensor.
30. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con la reivindicación 29 en la que el manguito está dispuesto para asegurar el suspensor dentro del cabezal de pozo.
31. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con la reivindicación 30 en la que el manguito comprende primeros medios de aseguramiento y segundos medios de aseguramiento para asegurar el suspensor en una primera posición y en una segunda posición.
32. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 29 a 31 en la que el manguito se extiende entre una disposición inferior de aseguramiento y una disposición superior de aseguramiento.
33. Una disposición de aseguramiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 29 a 32 en la que el pasadizo para fluido provee un bypass de comunicación de fluido para permitir que el fluido sea introducido en y/o extraído desde, el espacio anular.
34. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino da cualquiera de las reivindicaciones 27 a 33, en la que los medios de monitoreo comprenden un sensor de fluidos situado arriba del suspensor .
35. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 27 a 34, en la que los medios de monitoreo comprenden un suspensor de monitoreo.
36. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con la reivindicación 35 en la que el suspensor de monitoreo comprende un pasadizo para fluido que está alineado con una abertura de un pasadizo para fluido en manguito yen donde el suspensor de monitoreo comprende además un puerto de monitoreo para la conexión con medios de comunicaron para la comunicaron desde el cabezal de pozo submarino con la superficie.
37. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con la reivindicación 36, en la que los medios de comunicación son selectivamente acoplables de y desacoplables de, el: puerto de monitoreo .
38. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 27 a 37, en la que los medios de monitoreo comprenden un manguito de aislación que puede asegurarse arriba del suspensor y en donde el manguito de aislación sella un abertura abierta provista por un pasadizo para fluido dentro de un manguito en el que está situado el suspensor.
39. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 27 a 38, en la que los medios de monitoreo incluyen un pasadizo de monitoreo para el fluido que provee medios de remediación que subsanan la acumulación de presión en el espacio anular.
40. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino 20 dé acuerdo con la reivindicación 39 en la que los medios de remediación están dispuestos para purgar la presión del espacio anular.
41. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con la reivindicación 39 ó 40 en la que los medios de remediación están dispuestos para introducir un fluido de remediación para sellar una parte del espacio anular.
42. Un cabezal de pozo submarino que incluye una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro del cabezal de pozo submarino, estando la disposición de aseguramiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1
43. Un método para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino que comprende asegurar el suspensor en una primera posición con primeros medios de aseguramiento y proveed un pasadizo para fluido sobre una superficie de sellado exterior del suspensor y al mismo tiempo el suspensor es retenido en la primera posición de manera tal que el fluido puede fluir alrededor de la superficie de sellado exterior del suspensor, comprendiendo el método mover el suspensor desde la primera posición a una segunda posición y asegurar el suspensor en la segunda posición con segundos medios de aseguramiento y abrazar el suspensor a efectos de , proveer un sello alrededor del suspensor y al mismo tiempo el suspensor es asegurado en la segunda posición de manera tal que el fluido no puede fluir alrededor de la superficie de sellado exterior del suspensor.
44. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino sustancialmente como se describe en la presente con referencia a, y tal como se muestra en, cualquiera de los dibujos adjuntos.
45. Un cabezal de pozo submarino que incluye una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro del cabezal de pozo submarino sustancialmente como se describe en la presente con referencia a, y tal como se muestra en, cualquiera de los dibujos adjuntos.
46. Un método para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino sustancialmente como se describe en la presente con referencia a, y tal como se muestra en, cualquiera de los dibujos adjuntos.
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