MX2013015210A - Sistema modular de exploracion y produccion que incluye una embarcacion extendida para servicio de prueba de pozo. - Google Patents

Abstract

Se proporciona un sistema modular de exploración y de producción combinado con una embarcación para servicio de prueba de pozo, la embarcación comprende equipo para separar hidrocarburos y/o fluido y sólidos asociados por medio de una planta de procesamiento; la embarcación está equipada con paquetes de equipo adecuados para toda la funcionalidad requerida, para que el fluido recibido de los pozos, las tuberías y las instalaciones en el mar o en aguas continentales se procese para la separación, el control y la manipulación ecológica de la mezcla (petróleo crudo, gas, sólidos, productos químicos y con residuos de petróleo o agua de producción) en una pluralidad de fases tales como la exploración, la perforación, el acabado, la reparación, la estimulación, la producción, y la medición de la producción; en una combinación extendida de tales tecnologías, una sola embarcación para servicio de prueba de pozo se usa en conjunto con un campo se sistemas conductores verticales autónomos circundantes para probar procedimientos en serie de prueba de pozos y de producción, por lo que resulta en sinergias a escala del proyecto entre perforación y activos de prueba que conllevan una recuperación más limpia y económica de producciones de calidad más alta.

Description

SISTEMA MODULAR DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN QUE INCLUYE UNA EMBARCACIÓN EXTENDIDA PARA SERVICIO DE PRUEBA DE POZO CAMPO TÉCNICO DE LA INVENCIÓN La presente invención se relaciona generalmente con métodos y medios para explorar reservas de hidrocarburos de manera segura y eficaz, y en una modalidad particular aunque no limitante, con un sistema modular de exploración y producción que incluye una embarcación extendida para servicio de prueba de pozo conveniente para probar, separa y asistir de cualquier forma en la exploración y producción reservas de petróleo, gas y gas natural.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Se han empleado innumerables sistemas y métodos en el esfuerzo para encontrar y recuperar reservas de hidrocarburos en todo el mundo. En primer lugar, tales esfuerzos estaban limitados a operaciones terrestres que involucraban métodos de excavación simples pero efectivos que recuperaban reservas de manera satisfactoria de amplios campos y productivos. A medida que se redujo el número de campos de producción conocidos, se volvió necesario buscar en ubicaciones incluso más remotas y moverse hacia alta mar, en búsqueda de nuevos recursos. Eventualmente, los sistemas sofisticados de excavación y teenicas avanzadas de procesamiento de señal permitieron a las compañías de petróleo y gas buscar, de manera virtual en cualquier lugar en el mundo, hidrocarburos recuperables.

En un principio, la exploración de aguas profundas y los esfuerzos de producción consistían de operaciones de excavación costosas y a gran escala soportadas por sistemas de barcos petroleros y de transportación, debido a principalmente el hecho de que la mayoría de los sitios de excavación mar adentro están relacionados con condiciones marítimas difíciles y peligrosas, y de esta manera las operaciones a gran escala proporcionaron la manera más estable y rentable por la cual buscar y recuperar reservas de hidrocarburos.

Sin embargo, una mayor desventaja para el paradigma a gran escala es que los exploradores y productores tienen poco incentivo financiero para trabajar reservas más pequeñas, debido a que la recuperación financiera potencial está generalmente desfasada por el largo retraso entre exploración y producción (aproximadamente de 3 a 7 años) y la gran inversión de capital requerida para plataformas convencionales, excavación relacionada y equipo de producción. Además, los complejos controles reguladores y la aversión al riesgo en toda la industria han dado lugar a una estandarización, lo que deja a los operadores con pocas oportunidades para alterar de manera significativa el paradigma de prevalecer. Como resultado, las operaciones de excavación en alta mar han cargado convencionalmente con largos retrasos entre inversión y ganancia, costos excesivos y lentas e inflexibles estrategias de recuperación dictadas por el entorno operativo.

Más recientemente, se han encontrado sitios de aguas profundas en los que se evita mucho del peligro e inestabilidad presentes en tales operaciones. Por ejemplo, fuera de las costas de África occidental, Indonesia y Brasil, se han identificado sitios de excavación potenciales en las que las aguas y condiciones climatológicas circundantes son relativamente tranquilas y calmadas en comparación con otros sitios más volátiles, tales como el Golfo de Mexico y el Mar del Norte. Estos sitios recientemente descubiertos tienden a tener características favorables de producción, producir índices positivos en éxito de exploración y permitir que la producción utilice téenicas simples de excavación similares a las empleadas en tierra firme o en operaciones en costas.

Sin embargo, ya que las distribuciones lognormales de reservas favorables tienden a estar dispersas a lo largo de un gran número de campos pequeños, cada uno de los cuales produce menos que lo que normalmente se requeriría para justificar el costo de una operación convencional a gran escala, estas regiones a la fecha no son bien exploradas ni bien producidas en relación con su potencial. En consecuencia, muchos campos más pequeños potencialmente más productivos han sido ya descubiertos, pero permanecen subdesarrollados debido a las consideraciones económicas.

Una continua preocupación durante tales explotaciones de campo se relaciona con un desecho ambientalmente adecuado de fluidos producidos durante las operaciones, en particular, durante las etapas de finalización, reparación, estimulación, producción temprana y medición de producción; naturalmente, el mismo problema surge durante el servicio de pozo al extraer fuera de línea la producción y dar mantenimiento a las instalaciones existentes.

Por lo tanto, controlar la recepción de productos resultantes ha sido un desafío, ya que por su misma naturaleza, tales productos son altamente contaminantes debido a que consisten principalmente en petróleo crudo; gas; aguas con residuos de petróleo y aguas de producción; químicos (ácidos, aromáticos, salmueras, etc.) usados en conexión con la estimulación y servicio de pozos; y sólidos, incluidas las arenas, lodos de excavación, cortes de pozo y desechos de excavación.

Una de las maneras en que el servicio de pozos y el desecho de efluentes se ha llevado a cabo tradicionalmente a través de compañías marítimas que movilizan módulos con equipo portátil sobre soporte o embarcaciones de suministro. Cuando las embarcaciones alcanzan una plataforma, instalación o pozo al que se debe dar servicio, los módulos elevan e interconectan.

En algunos casos la plataforma o instalación no tienen espacio para almacenar fluido o separadores simples de prueba. En la mayoría de los casos, no hay líneas de producción a las que se puedan enviar los productos para tratamiento posterior. En consecuencia, los efluentes se deben enviar a un quemador en los que los productos son quemados, por lo se da como resultado un daño ambiental e incineración inesperada de productos con alto valor comercial tal como petróleo crudo y gas natural.

Otra manera en la que las necesidades de servicio se han cumplido anteriormente es por medio de barcazas, frecuentemente asistidas por remolcadores y otras embarcaciones de soporte para mantener las barcazas en posición, en las que los fluidos sin procesar se descargan para ser transportados a tierra para su confinamiento o uso secundario.

Una de las circunstancias más problemáticas involucra pozos exploratorios, los que usan frecuentemente plataformas móviles semi-sumergibles o barcos de excavación que normalmente no tienen líneas de producción o una capacidad conveniente de almacenamiento. En tales casos, los productos se incineran mediante el uso de quemadores instalados para ese propósito. Frecuentemente, los fluidos diesel y el aire comprimido se mezclan para facilitar la combustión aunque en muchos casos no se incinera por completo el producto. De esta manera, el daño ecológico al ambiente es mayor debido a los residuos que se derraman hacia el mar, al igual que los gases (principalmente CO2) que se emiten al aire. Por lo tanto, tales soluciones son extremadamente ineficaces, costosas y altamente contaminantes.

Para ilustrar el principio de los sistemas tradicionales de servicio de pozos y lo que ocurre con los efluentes, la figura 4 de la teenica antecedente ilustra una configuración ejemplar en la que la mezcla recibida desde el pozo o instalación de petróleo (1) se va hacia una embarcación (3) a traves de un sistema de interconexión (2).

Después, la mezcla pasa a una unidad convencional de equipo de separación (4) de la que se obtienen gas, agua con residuos de petróleo y petróleo; el gas (5) se envía directamente a un quemador que emite CO2 y otras partículas contaminantes que resultan de la incineración; el agua con residuos de petróleo (6) se verte de vuelta al mar sin ser separada o procesada, portando asi una gran cantidad de hidrocarburos; el petróleo crudo (7) se envía a un sistema de distribución y de bombeo (8); y si la instalación, plataforma o barco no tiene espacio para almacenar el petróleo, se puede enviar a través de una línea (9) hacia un sistema de incineración (11) como el antes descrito. En la mayoría de los casos se agrega diesel y/o aire comprimido (10) para lograr la combustión.

Si la instalación, plataforma, pozo o barco tiene espacio de almacenamiento, el petróleo crudo se enviará a través de una línea (12) y se almacenará en tanques (13) para un desecho posterior en tierra u otra embarcación de soporte. Muchas de las actividades anteriores son obviamente costosas, ecológicamente destructivas y financieramente ineficaces y, por lo tanto, inconsistentes con los márgenes de ganancias relativamente más bajos esperados de la explotación de campos marginales o en declive.

Por lo tanto, existe una vasta necesidad por un sistema seguro, eficiente, ambientalmente amigable que permita evaluar producto de manera cuidadosa y significativa producido de campos marginales y en declive que sean compatibles con sistemas autotensores de conducto que tengan cámaras ajustables de flotabilidad capaces de mantener una tensión vertical aproximadamente constante en una sarta de excavación o de producción relacionada, en la que la longitud de una boca de pozo se pueda ajustar durante la exploración y la producción. También existe una necesidad de un sistema de exploración y producción en alta mar que permita de manera flexible el uso de campo en conexión con horizontes objetivo de aguas profundas y poco profundas sin que esté necesariamente configurado para conformar para cualquier profundidad particular operativa, que se pueda acoplar con una embarcación para servicio de prueba comprensiva de pozo, escalable diseñada y equipada para maximizar el beneficio en inversión de operación de manera segura y confiable y ambientalmente amistosa.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La figura 1 es una vista en planta de un sistema modular de exploración y de producción que es autotensor por medio de una cámara de flotabilidad ajustable.

Las figuras 2A y 2B son vistas laterales de un sistema en alta mar de exploración y de producción en el que se emplea una cámara de flotabilidad ajustable para ajustar la altura o profundidad de un miembro terminal de pozo relacionado.

Las figuras 3A y 3B son vistas laterales de un sistema en alta mar de exploración y producción, en el que las fuerzas lateral y vertical en una cámara de flotabilidad ajustable se mantienen aproximadamente constantes mientras que la altura de un miembro terminal de poso relacionado se ajusta al liberar longitudes adicionales de una línea de tensión.

La figura 4 es un diagrama que ilustra la operación de un sistema tradicional de pozo de petróleo de acuerdo con la teenica antecedente.

La figura 5 es un diagrama de un ejemplo de embarcación para servicio de prueba de pozo de acuerdo con la presente invención.

La figura 6 es una vista de un ejemplo de embarcación para servicio de prueba de pozo conveniente para usarse de acuerdo con la presente invención.

La figura 7 es una vista en planta de una embarcación extendida para servicio de prueba de pozo dispuesta en comunicación próxima con un sistema modular autotensor de exploración y de producción de acuerdo con la presente invención.

La figura 8 es una vista en planta de una embarcación extendida para servicio de prueba de poso dispuesta en comunicación próxima con un campo de sistema modular autotensor de exploración y de producción de acuerdo con la presente invención, configurado de tal manera que la embarcación puede navegar fácilmente entre sistemas modulares individuales de exploración y de producción.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Se provee un sistema en alta mar de exploración y de producción que incluye una embarcación extendida para servicio de prueba de pozo, el sistema incluye por lo menos: un sistema modular de exploración y de producción dispuesto en comunicación con un pozo en alta mar, el sistema modular de exploración y de producción comprende además una o más cámaras ajustables de flotabilidad y un miembro de conexión inferior dispuesto entre el pozo en alta mar y la una o más cámaras ajustables de flotabilidad; y una embarcación extendida para servicio de prueba que incluye por lo menos: medios para colocar dicha embarcación en comunicación próxima con el sistema modular de exploración y de producción; interconectar la embarcación y el sistema modular de exploración y de producción con medios para cargar y descargar hidrocarburos obtenidos desde el pozo; separar los hidrocarburos en una pluralidad de productos constituyentes; y descargar los productos separados de los hidrocarburos en un medio de almacenamiento.

También se provee un método para usar una embarcación extendida para servicio de prueba de pozo en coordinación con un sistema modular de exploración y de producción, el método incluye por lo menos: colocar la embarcación en comunicación próxima con el sistema modular de exploración y de producción; interconectar la embarcación y el sistema modular de exploración y de producción con medios para cargar y descargar hidrocarburos obtenidos desde un pozo en alta mar relacionado; separar los hidrocarburos en una pluralidad de productos constituyentes; y descargar los productos separados de los hidrocarburos en un medio de almacenamiento.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Haciendo ahora referencia a la modalidad específica, no limitante de la invención ilustrada en las figuras 1 , 2A y 2B, se provee un sistema en alta mar de exploración y de producción que comprende un cañoneo de pozo 2 instalado en comunicación con un pozo sumergido 1 y una cámara de flotabilidad ajustable 9, en donde un miembro inferior de conexión 5 está dispuesto entre el cañoneo de pozo y la cámara de flotabilidad ajustable. En la modalidad actualmente preferida, se tiene acceso al pozo 1 desde arriba por medio de una perforación de pozo 3 que ha sido perforado en una superficie relacionada del suelo marino. En una modalidad convencional, un cañoneo de pozo 2 se coloca en una perforación de manera firme y segura y después es cementado en su lugar al usar una teenología de fondo del pozo conocida. En otras modalidades, un cañoneo de pozo se coloca de manera segura en la perforación de pozo 3, y un miembro para transporte de fluido, tal como una tubería de diámetro más pequeño o un revestimiento de tubería, se inserta en el cañoneo de pozo 2. Una vez que se ha logrado un ajuste deseado, la superficie exterior del miembro para transporte de fluido es cementado o se coloca con un empacador en la superficie interior del cañoneo de pozo. Los expertos en la téenica apreciaran que la modalidad anteriormente descrita se refiere a un solo pozo, el sistema en alta mar de exploración y de producción aquí descrito se puede adaptar fácilmente para trabajar simultáneamente en múltiples pozos vecinos sin alejarse del alcance o del espíritu de la invención.

En la modalidad ejemplar ilustrada en la figura 2A, un miembro de aislamiento 4 está dispuesto entre un cañoneo de pozo 2 y un miembro inferior de conexión 5. En algunas modalidades, el miembro de aislamiento 4 comprende una o más válvulas de válvula, que, si el miembro inferior de conexión 5 es removido, se puede cerrar de manera que el pozo esté efectivamente cerrado. En modalidades adicionales, el miembro de aislamiento de pozo 4 comprende un antireventones o un émbolo de cizallamiento que se puede mantener en una posición abierta o cerrada para proveer acceso a, o por el contrario contener, el contenido del pozo 1.

En otras modalidades, el miembro inferior de conexión 5 también comprende uno o más miembros receptores dispuestos para recibir un miembro accesorio dispuesto en el miembro de aislamiento de pozo 4. En una modalidad alternativa, el miembro inferior de conexión 5 comprende un miembro accesorio para acoplar dicho miembro inferior de conexión 5 a un miembro receptor dispuesto en el miembro de aislamiento de pozo 4. Los métodos y medios para asegurar me manera segura el miembro inferior de conexión 5 al miembro de aislamiento de pozo 4 son conocidos por los expertos en la técnica y pueden comprender una o más de una amplia variedad de téenicas de sujeción, por ejemplo, acopladores hidráulicos, varios ensambles de tuerca y perno, uniones soldadas, accesorios de presión (ya sea con o sin juntas), encastrado, etc., sin que se aleje del alcance o espíritu de la presente invención.

De igual manera, el miembro inferior de conexión 5 puede comprender cualquier medio de conexión conocido adecuado para la aplicación específica contemplada por los operadores. Por ejemplo, en varias modalidades, el miembro inferior de conexión 5 comprende uno o más segmentos de conductor vertical, tubería de subida y/o revestimiento de tubería. En algunas modalidades, el miembro inferior de conexión 5 comprende una disposición concéntrica, por ejemplo, un miembro de transporte que tiene un diámetro exterior más pequeño que el diámetro interior de un revestimiento de tubería en el que está alojado el miembro para transporte de fluido.

En modalidades adicionales, el miembro inferior de conexión 5 está dispuesto en comunicación con uno o más estabilizadores laterales 6 que, cuando se activan en conjunto con una pluralidad de lineas de tensión 7, controlan de manera eficaz el desfasamiento horizontal del sistema. Al utilizar las fuerzas flotantes de la cámara de flotabilidad ajustable 9, el miembro inferior de conexión 5 se tensa y se mantiene en una posición estable.

En una modalidad alternativa, uno o más estabilizadores 6 controlan el desfasamiento horizontal del miembro inferior de conexión 5, y la altura o profundidad de un miembro terminal de pozo 14 se ajusta al variar la longitud del miembro superior de conexión 12. En algunas modalidades, la tensión vertical del miembro inferior de conexión 5 se mantiene aproximadamente constante mientras que se ajusta la altura o profundidad del miembro terminal de pozo 14. En modalidades adicionales, la altura o profundidad del miembro terminal de pozo 14 se mantiene aproximadamente constante mientras que se ajusta la tensión vertical impartida por la cámara de flotabilidad ajustable 9 en el miembro inferior de conexión 5. En modalidades adicionales, la altura o profundidad del miembro terminal de pozo 14 y la tensión vertical aplicadas al miembro inferior de conexión 5 se mantienen aproximadamente constantes, mientras que los ajustes laterales se realizan al usar un estabilizador lateral 6 y una o más lineas de tensión 7.

En ciertas modalidades, una o más lineas laterales de tensión 7 se pueden ajustar de manera individual, mientras que en otras modalidades, las líneas de tensión 7 se pueden ajustar de manera colectiva. En modalidades adicionales, una o más líneas de tensión 7 se pueden ajustar de manera tanto individual como colectiva. En modalidades aún adicionales, el uno o más estabilizadores 6 están dispuestos en comunicación con un medio medidor de tensión, de manera que una cantidad fija o predeterminada de tensión lateral se puede aplicar al miembro de conexión inferior 5 para un mejor control del desfasamiento del sistema. En algunas modalidades, las líneas de tensión 7 están ancladas al suelo marino por medio de un miembro de anclaje 8, por ejemplo, un anclaje de tipo succión o, alternativamente, un anclaje mecánico o convencional de tipo peso muerto.

En una modalidad actualmente preferida, la cámara de flotabilidad ajustable 9 tiene una forma aproximadamente anular, de forma que el miembro inferior de conexión 5 puede pasar a través de un hueco dispuesto longitudinalmente en una porción central del dispositivo. En modalidades adicionales, la cámara de flotabilidad ajustable 9 comprende además una pluralidad de cámaras interiores. En modalidades adicionales, cada una de las cámaras se puede operar de manera independiente, y diferentes cantidades de aire o gas (u otro fluido) están dispuestas en las cámaras para proveer mayor control de flotabilidad ajustable. En una modalidad ejemplar, la cámara de flotabilidad ajustable 9 también comprende un balastro que se puede expulsar de la cámara, por medio de lo que se logra mayor flotabilidad de cámara y proporciona tensión vertical adicional al miembro inferior de conexión 5. Los expertos en la téenica apreciarán que se puede usar cualquier balastro adecuado de fluido para aumentar o entorpecer la flotabilidad, por ejemplo, aire comprimido es un fluido adecuado que es tanto barato como fácilmente disponible.

En algunas modalidades, la cámara de flotabilidad ajustable 9 comprende además una válvula de entrada de balastro 15a, de manera que un balastro de fluido se puede inyectar a la cámara desde una fuente externa, por ejemplo, a través de un tiraje de línea umbilical a la superficie o a un vehículo remotamente operado, de manera que el operador puede entregar un suministro de gas comprimido a la cámara a través de la línea umbilical, por lo que se desea ajustar las características de flotabilidad. En otras modalidades, la válvula de entrada de fluido está dispuesta en comunicación con una o más bombas o compresoras, de manera que el balastro de fluido se entrega a la cámara bajo mayor presión, por lo que se efectúa el cambio deseado en flotabilidad de manera más rápida y más confiable.

En otras modalidades, la cámara de flotabilidad ajustable 9 tambien comprende una válvula de salida de balastro 15b, de manera que el balastro se pueda descargar desde la cámara. Los casos en los que se inyecta u otro fluido ligero a la cámara mientras que agua u otro líquido pesado se descarga, la cámara se volverá más flotante y aumentará la tensión vertical en el miembro inferior de conexión 5. Por el contrario, si se inyecta agua u otro líquido pesado a la cámara mientras que se expulsa aire, la cámara perderá flotabilidad, por lo que se disminuye la tensión vertical en el miembro inferior de conexión 5.

En modalidades alternativas, la válvula de salida de balastro está dispuesta en comunicación con una o más bombas o compresoras de manera que el balastro es expulsado de la cámara en una manera más confiable y más controlada. En algunas modalidades, la válvula de salida de balastro está dispuesta en comunicación con una línea umbilical, de manera que el balastro expulsado de la cámara se puede recuperar o recielar en la superficie. En cualquier caso, una ventaja principal de la presente invención son esos ajustes a la flotabilidad y propiedades tensoras de la cámara, y la capacidad de controlar la altura del miembro terminal de pozo 14 se puede realizar en cualquier momento durante la exploración o producción debido a los varios medios de entrada de balastro y de control de salida dispuestos alrededor del cuerpo de la cámara.

En modalidades adicionales, la cámara de flotabilidad ajustable 9 tambien está dispuesta en comunicación con una o más líneas de tensión 10 provistas para anclar la cámara de flotabilidad ajustable al suelo marino. Al igual que en lo anterior, las líneas de tensión 10 están ancladas al suelo marido mediante el uso de teenología de anclaje conocida, por ejemplo, anclajes de succión o anclajes de tipo peso muerto, etc. La una o más líneas de tensión 10 también pueden proporcionar estabilidad lateral para el sistema, especialmente durante operaciones en las que se trabaja más de un pozo. En una modalidad, la una o más líneas de tensión 10 se tiran desde la cámara de flotabilidad ajustable 9 a la superficie, y después se anclan a otras boyas o a una embarcación de superficie, etc., de forma que incluso se logra mayor tensión lateral y estabilidad del sistema. En modalidades adicionales, las líneas de tensión 10 se pueden ajustar de manera individual, mientras que en otras modalidades, las líneas de tensión 10 se controlan de manera colectiva. En otras modalidades adicionales, la una o más líneas de tensión 10 se pueden ajustar tanto de manera individual como colectiva.

En una modalidad ejemplar, la cámara de flotabilidad ajustable 9 está dispuesta en comunicación con un miembro receptor de tensión vertical 1 1. En otra modalidad, el miembro receptor de tensión vertical 11 está equipado con un medio medidor (por ejemplo, una celda de carga 16, indicador de esfuerzo, etc ), de manera que la tensión vertical aplicada al miembro inferior de conexión 5 se imparta en una manera más controlada y eficaz. En otra modalidad, la fuerza flotante aplicada al miembro receptor de tensión 11 se ajusta al variar las longitudes de lineas de tensión 10, mientras que la flotabilidad de la cámara de flotabilidad ajustable 9 se mantiene aproximadamente constante. En una modalidad adicional, la flotabilidad de la cámara de flotabilidad ajustable 9 es controlada por medio de uno o más puertos de liberación de balastro elegibles de manera individual dispuestos alrededor del cuerpo de la cámara, los cuales ventila en exceso de fluido de balastro al mar circundante. En modalidades todavía adicionales, el estado abierto o cerrado de los puertos de liberación de balastro son individualmente controlados al usar controladores de puerto conocidos por aquellos expertos en la téenica (por ejemplo, tapones, grifos de fondo, etc ).

En una modalidad actualmente preferida, el sistema está dispuesto de manera que un miembro terminal de pozo 14 instalado sobre la cámara de flotabilidad 9 es sumergido a una profundidad a la que se puede realizar el mantenimiento y pruebas por parte de buzos al usar equipo de peso ligero y flexible, por ejemplo, a una profundidad de aproximadamente 30.48 a 91.44 m (100 a 300 pies) por abajo de la superficie. En algunas modalidades, el miembro terminal de pozo 14 se sumerge solo a la profundidad mínima necesaria para proporcionar acceso por el lado superior a los cascos de varias embarcaciones de superficie que dan servicio al pozo, lo que significa que el miembro terminal de pozo 14 también se podría disponer a una profundidad mucho menos profunda, por ejemplo, a una profundidad de 15.24 a 30.48 m (50 a 100 pies). En modalidades alternativas, el miembro terminal de pozo 14 está dispuesto a profundidades menores a 15.24 m (50 pies) o mayores que 91.44 m (300 pies), dependiendo de las condiciones actuales que rodean a las operaciones. En más modalidades adicionales, el miembro terminal 14 está dispuesto, ya sea, en la superficie o sobre la superficie del agua, y un antireventones o un árbol de producción es instalado por los trabajadores que operan sobre una plataforma de superficie o una embarcación de superficie. Este modelo de "árbol de dique" o "árbol húmedo" evita la necesidad de ensamblar grandes pilas de conductores de verticales de subsuperficie, tal como se requeriría por lo general durante operaciones de aguas profundas. Además, disponer el miembro terminal de pozo en o cerca de la superficie tambien permite realizar pruebas y el mantenimiento por parte de buzos o tripulaciones de superficie, sin la necesidad de costosas operaciones de vehículo remotamente operado y que toman mucho tiempo.

En algunas modalidades, el miembro terminal de pozo 14 también comprende ya sea un antireventones o un árbol de producción. Sin embargo, en una modalidad actualmente preferida, el miembro terminal de pozo 14 también comprende un ensamble de antireventones y de árbol de producción configurado para facilitar operaciones simplificadas de intervención de pozo.

En algunas modalidades, el miembro inferior de conexión 5 termina dentro del hueco formado en una porción central de la cámara anular 9, en cuyo punto, un miembro superior de conexión 12 se vuelve el medio por el cual se transportan los fluidos hasta la boca del pozo. En otras modalidades, el miembro inferior de conexión 5 no termina dentro del hueco formado en una porción central de la cámara anular, sino que corre a través del hueco y, posteriormente, es empleado como un miembro superior de conexión 12 dispuesto entre la cámara y la boca del pozo. En otras modalidades, un miembro receptor de tensión vertical 11 está dispuesto entre la cámara de flotabilidad 9 y el miembro superior de conexión 12, de manera que las fuerzas flotantes de la cámara se transfieren al medio receptor de tensión vertical 11 , por lo que se aplica tensión vertical a la sarta de perforación o de producción extendida debajo de la cámara.

En modalidades adicionales, el miembro superior de conexión 12 también comprende un miembro de aislamiento de pozo 13, por ejemplo, una o más válvulas de bola o antireventones, usado para detener el flujo de fluido en caso de que el miembro terminal de pozo 14 sea removido o deshabilitado, por ejemplo, durante operaciones de prueba o de mantenimiento. Aquellos con conocimientos básicos en la téenica apreciarán que los tipos precisos y ubicaciones exactas de las válvulas de aislamiento 13 empleadas en el sistema pueden variar y son flexibles, el único requerimiento real es que las válvulas sean capaces de permitir o prevenir flujo de fluido desde el pozo 1 durante periodos en los que están presentes las pruebas o el mantenimiento o incluso una condición de emergencia de seguridad.

Por ejemplo, el miembro terminal de pozo 14 puede estar equipado con un árbol de producción de manera que una manguera de producción dispuesta en una embarcación de superficie se pueda unir al sistema y pueda comenzar la producción. Alternativamente, el miembro terminal 14 pude terminar en un antireventón, de manera que el pozo no reventará durante operaciones de perforación. En otras modalidades, el miembro terminal de pozo 14 termina en un ensamble combinado de árbol de producción y antireventón para facilitar las operaciones simplificadas de intervención de pozo.

Ahora, en cuanto las modalidades específicas aunque no limitantes de la invención, ilustradas en las figuras 3A y 3B, se provee un sistema y un método para establecer un miembro terminal de pozo de altura variable, que comprende un tubería inferior para transporte de fluido 21, un cañoneo de pozo interior 22, un cañoneo de pozo exterior 23 y una boca de pozo 24. En algunas modalidades se dispone un miembro de aislamiento de pozo 25 sobre la boca de pozo 24, de manera que el pozo se puede cerrar o contener cuando se desee.

En la modalidad ejemplar ilustrada en la figura 3A, un miembro de aislamiento 25 también comprende una o más válvulas de bola que un operador puede abrir o cerrar de manera ajustable según lo desee. Un miembro inferior de conexión 26 tiene uno o más sellos interiores 27 y un orificio interior pulido 28 aloja un miembro para transporte de fluido 29, de manera que la altura del miembro para transporte de fluido 29 se puede ajustar de manera variable dentro de una porción del cuerpo del miembro inferior de conexión 26 en respuesta a las fuerzas levantadoras verticales i impartidas por la cámara de flotabilidad ajustable 30. Varias longitudes de tubería definen la altura de un miembro superior de conexión dispuesto entre la cámara de flotabilidad 30 y el miembro terminal de pozo 36. En algunas modalidades, un miembro superior de aislamiento de pozo 35, tal como una válvula de bola o un antireventones, está dispuesto en comunicación con el miembro superior de conexión entre la cámara de flotabilidad 30 y el miembro terminal de pozo 36.

En algunas modalidades, el sistema se ancla al suelo marino al usar una o más líneas de anclado 31 conectadas a un primer medio receptor de tensión vertical 32a, mientras que la cámara de flotabilidad 30 es levantada o bajada mediante longitudes desenrolladoras o enrolladoras de una o más líneas de tensión 37 dispuestas entre un segundo medio receptor de tensión vertical 32b y un medio de ajuste de altura de cámara 33. Conforme se eleva la cámara de flotabilidad ajustable 30, se aplica tensión vertical al miembro receptor de tensión vertical 34, el cual, a su vez levanta el miembro terminal de pozo 36 hacia la superficie.

Como se observa en la modalidad ejemplar ilustrada en la figura 3B, la altura tanto del miembro terminal de pozo 36 como del miembro para transporte de fluido 29 se pueden ajustar verticalmente al aumentar la longitud de lineas de tensión 37 al usar medios de ajuste de altura de cámara 33, incluso como tensión vertical y lateral sobre líneas de anclado 31 y las líneas de tensión 37 permanecen aproximadamente constantes. En una modalidad, la tensión vertical en el miembro inferior de conexión 26 también se mantiene aproximadamente constante durante este proceso, debido a que el miembro para transporte de fluido 29 se mueve verticalmente dentro de una porción del cuerpo del miembro inferior de conexión 26. En otra modalidad, se agrega una segunda cámara de flotabilidad ajustable inferior al sistema para mantener tensión en el miembro inferior de conexión 26, mientras que la altura del miembro terminal de pozo se ajusta tal como se describe anteriormente.

Una solución particularmente eficaz para remover eficazmente hidrocarburos de un campo incluya integrar un sistema modular de exploración y producción que comprende uno o más pozos dispuestos en comunicación con uno o más sistemas de conductores verticales autónomos junto con una embarcación para servicio de prueba de poso selectiva y variablemente diseñados y equipados para lograr la completa gama del campo de necesidades operativas. Opcionalmente, la embarcación para servicio de prueba de pozo facilitará la recepción, separación, almacenamiento, descarga y reinyección de productos recibidos de un pozo de manera eficaz y ambientalmente amistosa sin requerir el tamaño y el total accesoramiento exterior de una embarcación de extracción flotante de producción y de almacenamiento.

Al diseñar y equipar con un objetivo de minimizar las emisiones de CO2 descargadas desde el pozo (funcionalmente no generalmente relacionadas con embarcaciones para servicio de prueba de pozo), se minimiza el daño al ambiente, y la recuperación de productos de alta calidad aseguran un valor económico superior. Tal atención al pozo y pruebas de producción logra costos operativos atractivos a grandes compañías petroleras, y el desarrollo de campos incluso marginales, remotos y en declive, se vuelve comercialmente rentable.

En una combinación extendida de tales teenologías, una sola embarcación para servicio de prueba de pozo se usa en conjunto con un campo se sistemas conductores verticales autónomos circundantes para probar procedimientos en serie de prueba de pozos y de producción, por lo que resulta en sinergias a escala del proyecto entre perforación, producción y activos de prueba que conllevan una recuperación más limpia y económica de producciones de calidad más alta. Al combinar una amplia variedad de sistemas recientemente desarrollados y tecnologías sinérgícas previamente existentes, se logra un sistema de operación flexible, escalable y comercialmente viable que se puede accionar rápidamente para producir flujo de efectivo y ganancias de inversión para inversores y operadores.

En la modalidad específica aunque no limitante de una embarcación para servicio de prueba de pozo adecuada para tal uso ilustrada en la figura 5, una embarcación para prueba de pozo se coloca en los alrededores inmediatos de un pozo (1) o instalación en la que se requiere servicio. En una modalidad, la embarcación está primero equipada con sistemas de propulsión que le permiten operar en un modo conocido en la industria como posicionamiento dinámico.

En una modalidad, una conexión (2) entre la embarcación y el pozo se hace mediante tubería flexible a alta presión a través de la cual fluye la mezcla desde el pozo. Entonces, el flujo se puede recibir a través de un sistema de válvulas de control o de válvulas de estrangulamiento (3). Una vez que la mezcla es recibida en la embarcación, se envía entonces a través de una línea (4) a un sistema para procesamiento, separación y medición. En una modalidad, la separación y medición comprenden una pluralidad de etapas, y resulta en la captura de una pluralidad de productos relacionados tal como petróleo crudo, gas natural, sólidos, químicos y desechos sólidos y contaminantes diversos.

En una modalidad adicional, las aguas con residuos de petróleo (6) son enviadas a un sistema que mide el contenido de partículas contaminantes (principalmente hidrocarburos). Si el contenido tiene un porcentaje menor al requerido por estándares internacionales u otros estándares gubernamentales adecuados, las aguas se pueden verter al mar (7). Si por otro lado, el porcentaje de contaminantes excede los estándares aceptables, el contenido se almacena en tanques en la embarcación para desecho posterior (8), ya sea mediante descarga en terminales de tratamiento o por inyección a pozos de desechos industriales.

Del mismo modo, el gas (9) se mide, cuantifica y analiza por sus propiedades, y luego se mide y se trata (10) según sea necesario. En una modalidad, el gas se acondiciona y se prueba por sus características o propiedades, y si se considera apropiado, puede ser utilizado para suministrar los sistemas de generación de energía mecánica o eléctrica que la operación de la embarcación requiere, es decir, se utilizará para generar energía electrica (11). Si el gas no cumple con las características requeridas para el sistema de generación de electricidad, se enviará a un quemador para incineración (12). En el caso de que su presión sea mayor que la del pozo o la línea de producción, puede ser transferida (13) a la linea de producción o a · un pozo asociado. Este último enfoque también admite la compresión del gas para el uso comercial secundario.

En otras modalidades, los residuos sólidos y los desechos químicos se almacenan en contenedores o similares que se envían a las instalaciones en tierra para su posterior tratamiento y/o confinamiento de acuerdo con los estándares que rigen el medio ambiente. Desde una perspectiva ambiental, es ideal que no queden residuos sólidos en el mar o incinerados.

En modalidades adicionales, el petróleo crudo o petróleo (14) se mide y se caracteriza (15) y puede enviarse a los tanques a bordo de la embarcación para el almacenamiento temporal (16) y posterior descarga, o puede reintegrarse en tuberías de hidrocarburos tuberías si están disponibles (17), o descargarse en una embarcación de soporte o una terminal marina o en tierra.

De tal manera, se alcanzan los principios de la conservación del medio ambiente, ya que aparte de los casos excepcionales en los que se incinera el gas, ningún otro producto se incinera, a diferencia de los sistemas tradicionales en los que virtualmente todos los productos se incineran.

Con el fin de describir mejor la embarcación de prueba, es adecuada mención de la funcionalidad del núcleo. En definitiva, la embarcación debe ser capaz de llevar a cabo una o más de: (1) recibir el producto a partir de una perforación, exploración y/o plataforma de producción o la instalación a través de tuberías interconectadas entre la instalación y la embarcación, y enviar el flujo de proceso desde el pozo hasta una planta de procesamiento instalada en una plataforma de la embarcación; (2) separar gas, petróleo crudo, agua, productos de reacción o de desecho y sólidos en las fases primarias utilizando separadores de fases múltiples, (3) acondicionar los productos para su desecho final mediante equipos instalados en la embarcación; tal acondicionamiento puede incluir medición, prueba, neutralización de productos químicos, deshidratación, inyección de inhibidores, filtración, compresión de los productos, etc.; (4) almacenar líquidos en los tanques dispuestos en la embarcación, o en el caso de petróleo crudo estabilizado o deshidratado transferir a la línea para exportar a una terminal marina o en tierra, o a una embarcación de soporte, en el caso de agua con residuos de petróleo o agua de producción, el espacio de almacenamiento debe proporcionarse para almacenar tales aguas antes de la inyección en pozos u otras instalaciones previstas para recibir desechos industriales; (5) almacenar los residuos sólidos en los recipientes portátiles para su posterior desecho en encierros de acuerdo con los códigos de regulación adecuados (si son corrosivos, reactivos, explosivos, tóxicos, infecciosos y biológicos); (6) evitar la incineración de petróleo crudo y productos asociados; (7), evitar el vertido de líquidos parcialmente incinerados en el mar, (8 ) recuperar productos con valor comercial, tales como petróleo crudo y gas; (9) utilizar el gas residual de la planta de procesamiento que se va a inyectar en las líneas de exportación, pozos de desechos o pozos de producción para aumentar la presión en el manto, o para generar energía eléctrica para el servicio de la embarcación; y (10) recuperar y procesar los productos derramados en el mar por otras embarcaciones, instalaciones marinas y equipo de terceros.

En una modalidad, cuando un se suministra un pozo, se espera en el rendimiento uno o más de los siguientes productos constituyentes básicos: (1) petróleo crudo, (2) gas natural (amargo o dulce), que puede contener contaminantes tales como N2, CO2 y H2, entre otros, (3) agua con residuos de petróleo, como agua de perforación o formación que resulta de la separación de una mezcla generalmente que porta los residuos de petróleo, sólidos, productos químicos y lodo de perforación entre otros productos; en el caso de pozos marinos, también puede haber una gran cantidad de sales y minerales; (4) sólidos, tales como la perforación de pozos o recortes de mantenimiento, lodo de perforación, arena y arcilla; (5) contaminantes líquidos, tales como fluidos diesel, ácidos, hidrocarburos aromáticos para estimular el flujo, asi como gases tales como N2 y C02 entre otros; una mezcla que ventila desde el pozo una vez que ha reaccionado, se recibe como ácidos usados.

En otra modalidad, el proceso de separación se lleva a cabo por medio de uno o más separadores de fases múltiples y válvulas de control de flujo. Los separadores están diseñados para recibir la mezcla y separar todos los componentes principales. En tal forma, la mezcla fluye a traves de varias etapas hasta que se obtienen los niveles deseados de separación. Los expertos en la téenica apreciarán que el número exacto de separadores y el equipo de tipo instalado en la embarcación variará por la necesidad de operación, dependiendo de los parámetros finales requeridos (porcentaje de agua, salinidad y petróleo y porcentaje de sólidos).

En una modalidad de ejemplo específica adicional, una vez que se logra la separación y acondicionamiento de los productos, cada uno de los cinco componentes principales se dispone de la siguiente manera: (1) Petróleo crudo (a) Transferir petróleo crudo a una instalación. Las características y volúmenes del crudo se miden, y después se almacena en tanques en la embarcación para la posterior reinserción o la exportación a una tubería de productos para algunas instalaciones en tierra o plataforma. La transferencia de crudo se puede lograr por medio de bombas de transferencia y/o bombas de exportación o similares. El crudo puede estar acondicionado por filtración y/o deshidratación antes de la exportación o transferencia. El aparato de filtración puede estar equipado con separadores de cielón, electrostáticos o centrífugos con tratamiento térmico para eliminar los residuos de agua y sólidos. El acondicionamiento se puede lograr mediante una o más de las unidades de tratamiento de gases, equipo de centrífuga y/o coalescente, entre otros. El acondicionamiento también se puede lograr con la retención del crudo emulsionado con agua dentro de los tanques de la embarcación, es decir, el agua se deposita en el fondo. (b) Transferir a una embarcación auxiliar. Si el crudo no ha sido reintegrado en una línea de producción, puede ser transferido a una embarcación auxiliar, por ejemplo, un buque tanque o una barcaza preparada y clasificada para el transporte de hidrocarburos. (c) Descargar en una terminal marina o terrestre. Si el crudo se ha almacenado en los tanques de la embarcación, se puede navegar a una terminal de puerto u otra instalación donde el petróleo crudo se descarga. Las bombas de descarga de la embarcación pueden utilizarse para descargar el crudo en las terminales terrestres. (2) Gas (a) Exportar a una linea de producción. Si se producen o se generan las condiciones en las que la presión de separación es mayor que la presión de exportación, incluyendo la compresión del gas, el gas puede ser enviado a una línea de producción o de exportación de hidrocarburos. Estas condiciones de presión pueden ocurrir naturalmente durante el proceso de separación de los componentes, o por compresores de gas instalados en la embarcación para aumentar la presión de exportación. (b) Utilización del gas para generar electricidad. El gas resultante de la separación de la mezcla se envía a un sistema de acondicionamiento y tratamiento con el fin de ser utilizado como combustible para los sistemas de generación de electricidad de la embarcación. Esta electricidad se utiliza para los sistemas de propulsión de la embarcación, o se consume por los sistemas auxiliares de la embarcación misma, tal como la iluminación, energía para las bombas de servicio, compresión, equipo de navegación, etc. (c) Incineración. Si el gas no puede ser transferido a la línea de producción y no se puede comprimir para la inyección en el manto del subsuelo o utilizarse para la generación de electricidad, se puede dirigir a la linea de quemador para la incineración; consistente con los aspectos ambientales mejorados de la embarcación como un todo, se contempla que tales casos serán excepcionales. (3) Agua con residuos de petróleo (a) Neutralizar y almacenar agua. El agua separada durante el procesamiento se recibe generalmente contaminada con residuos de petróleo, así como residuos sólidos, sales, minerales y productos químicos. Si se determina que hay un cierto nivel de acidez en el agua, se añaden productos químicos para neutralizarlo. En una modalidad, el agua con residuos de petróleo se almacena en los tanques de la embarcación y se depositarán de la siguiente manera: (b) Inyectar en el pozo receptor. Hay pozos receptores para recibir productos contaminados, en cuyo caso todos los residuos líquidos, aguas con residuos de petróleo y/o ácidas o contaminadas se inyectan en el subsuelo en el fondo del mar. La embarcación tiene bombas de capacidad adecuada para descargar los productos en pozos dedicados para este fin. Antes de la inyección, los fluidos se filtran para evitar que los sólidos de gran tamaño dañen la formación de los pozos de residuos industriales. En esta modalidad, debe haber filtros que son adecuados en tamaño y número, con pantallas con rejilla para evitar la inyección de sólidos. (c) Descargar en el mar. Si no hay pozo receptor disponible, el agua debe tratarse y filtrarse para eliminar el contenido de grasa, petróleo y residuos, y acondicionarse a una acidez o pH adecuados, por ejemplo de acuerdo con los estándares de acidez o pH de MARPOL [una convención internacional para evitar la contaminación en barcos] antes de ser vaciados. (d) Transferir a una embarcación auxiliar. Si el agua con residuos de petróleo o el agua de producción no se ha podido inyectar en un pozo de desechos industriales o no puede acondicionarse a las condiciones de acidez o pH requeridas por MARPOL, puede transferirse a una unidad marina auxiliar tal como un buque tanque o barcaza certificada para transportar este tipo de fluidos. (e) Descargar en una terminal marina o terrestre. La embarcación es capaz de navegar a una terminal portuaria u otra instalación donde se descarga el agua con residuos de petróleo o agua de producción a los confinamientos o tratamiento especializado. (4) Productos sólidos (a) Almacenar en recipientes portátiles. En una modalidad, todos los residuos sólidos, tales como arena, lodo de perforación y arcillas se almacenan en recipientes portátiles y se clasifican de acuerdo con el Código CRETIB (Corrosivas, Reactivas, Explosivas, Tóxicas, Infecciosas y Biológicas) u otra lcy aplicable y se envían a confinamientos autorizados correspondientes. (b) Almacenar en tanque de sólidos. Otra alternativa a los tanques de CRETIB es el equipamiento de un tanque receptor de sólidos en la embarcación, lo que permite el almacenamiento y la transferencia de sólidos a otra unidad marina de soporte o puerto o terminal terrestre. (5) Líquidos contaminantes (a) Como sea adecuado. Los líquidos contaminantes que pueden ocurrir en el servicio de un pozo, tal como ácidos aromáticos, diese, etc., pueden almacenarse en tanques a bordo de la embarcación. Dependiendo de su composición, serán tratados como petróleo crudo si los líquidos son hidrocarburos, o de lo contrario como agua con residuos de petróleo o agua de producción.

En terminos generales, el objetivo téenico de la embarcación es recibir la mezcla del pozo y luego llevar a cabo la separación y eliminación de los productos principales, que deben ser almacenados y/o descargados para el desecho final. Por lo tanto, las actividades del barco se dividen en al menos cinco pasos diferentes para describir mejor una invención no exhaustiva de componentes adecuados de la embarcación. En una modalidad particular, aunque no limitante, los cinco pasos son: Paso 1: Colocación del barco.

Paso 2: Interconexión para cargar y descargar.

Paso 3: Separación de los productos.

Paso 4: Almacenamiento de productos.

Paso 5: Descarga de productos.

Paso 1: _ Colocación del barco.

En una modalidad, el barco se mueve mediante un sistema de propulsión basado en las hélices o propulsores y se instala con el fin de permitir el movimiento libre de 360 ° o azimutal y en cualquier dirección. Los propulsores pueden variar en tipo y disposición, y pueden estar situados en cualquier posición a lo largo de la longitud y la anchura de la embarcación, o cualquier combinación de los mismos.

La configuración de los propulsores será dictada por la clase posicionamiento deseado. Para esta categoría de embarcación, es deseable (aunque no necesariamente requerido) que haya una combinación de propulsores que le permiten ofrecer un servicio de acuerdo con la clase 2 de Posicionamiento Dinámico (DP-2), en otras palabras, los sistemas de propulsión redundante y de posicionamiento. Los requisitos para el cumplimiento de la clasificación DP-2 se indican por la sociedad de clasificación pertinente.

Por ejemplo, el sistema de posicionamiento dinámico comprende varios componentes, entre los más importantes de los cuales son los propulsores azimutales transversales, longitudinales y/o direccionales ubicados en la popa y/o proa, o cualquier combinación de los mismos. En general, habrá no menos de cuatro propulsores combinados que hagan posible mantener la posición, incluso si esta falla (un sistema redundante).

Es igualmente deseable que todos los sistemas de paneles eléctricos, el equipo de referencia y control se dupliquen para asegurar la redundancia si uno de los componentes falla. Por lo general, un sistema de posicionamiento dinámico DP-2 regula el funcionamiento de los sistemas de propulsión por medio de sistemas de referencia externa, si el soporte satelital, sistemas de radar, radio, hidroacústica o pesas y cables en el fondo del mar, etc. para mantener la embarcación en la posición y el curso seleccionado. El equipo y los componentes que comprenden las partes del sistema deben igualmente cumplir con los requisitos de la sociedad de clasificación correspondiente.

A diferencia de los sistemas convencionales de propulsión y amarre por las anclas, este tipo de equipos y maquinaria controlada por computadora permite que la embarcación tenga una mayor movilidad y velocidad en el posicionamiento mismo en las proximidades del pozo.

Paso 2: Interconexión para la carga y descarga.

Una vez que la embarcación se coloca en las proximidades de la instalación en la que se presta el servicio, el punto de conexión/desconexión debe estar localizado, que en general podría ser de uno o dos tipos,: (a) una conexión de superficie, que se encuentra encima del nivel del mar o bien, a veces conocido como "cabezal seco", o (b) una conexión bajo el agua, que se encuentra bajo el nivel del mar, a veces conocida como "cabezal húmedo" o un "cabezal mojado. " En la instalación siendo administrada, un paquete de estrangulamiento de flujo y presión se puede instalar comprendiendo una pluralidad de válvulas reguladoras. En una modalidad, este paquete tiene un sistema de válvulas de cierre de flujo en caso de emergencia o pérdida de control del pozo. En una modalidad adicional, dicho sistema está conectado eléctricamente y por la instrumentación a los sistemas de cierre de emergencia, y tiene un cabezal para el registro de datos incluyendo la presión, la velocidad, la temperatura de los fluidos y/o productos, así como registros para el muestreo de la producción, y si es necesario, los puntos para la inyección de productos químicos.

La tubería flexible instalada en la embarcación está conectada de tal manera que es capaz de recibir y descargar los productos. La embarcación puede tener uno o más tubería flexible, en función de la necesidad de proporcionar dos o más servicios al mismo tiempo (por ejemplo, la importación y exportación). En una modalidad, la tubería flexible se hacen funcionar a través de aberturas o conductos especiales para protegerlas de la fricción y el desgaste que puede ocurrir con la orientación de la embarcación. Dichas aberturas o sistemas están instalados en línea con la tubería flexible de la embarcación.

Otra opción para el funcionamiento de las mangueras es a través de una abertura en el casco conocido como un pozo de sondeo. En este caso las mangueras se hacen funcionar a traves del interior del pozo de sondeo hacia la conexión de pozo. Este tipo de conexión es especialmente conveniente para las conexiones bajo el agua o tipo de cabezal de pozo.

Tanto la tubería de conexión rápida como la tubería flexible están diseñadas para soportar altas presiones esperadas del pozo. Sin embargo, con el fin de proteger la instalación y la propia embarcación, los sistemas de tuberías flexibles están equipadas con un sistema de conexión rápida conocido como QCDC (conexión/desconexión rápida), y válvulas de emergencia. En términos generales, un QCDC es un dispositivo de válvula doble que evita el derrame o escape de productos en el caso de una desconexión accidental; como los expertos en la téenica reconocerán, las válvulas bidireccionales son generalmente útiles para este propósito.

De acuerdo con otra modalidad, también hay un sistema para el suministro de servicios auxiliares y fluidos de servicio entre la embarcación y la instalación objeto del mantenimiento; este sistema de servicios de transmisión se conoce como el sistema umbilical, y el agua, aire comprimido, gas inerte, la electricidad , instrumentación y señales de control, productos químicos para la inyección, entre otras cosas, se pueden enviar a través de un conector compuesto con mangueras y cables eléctricos e instrumentación de la embarcación a la conexión de pozo.

A veces el paquete de las válvulas de estrangulamiento o de control no se puede instalar en la instalación debido a la falta de espacio. En este caso hay un paquete de estrangulamiento alternativo en la embarcación con las mismas capacidades y características como el paquete portátil. En una modalidad, este paquete se instala permanentemente en una de las plataformas de procesamiento de la embarcación.

Paso 3: Separación de los productos.

En este paso, la mezcla o corriente desde la plataforma se importa a la embarcación por el sistema de interconexión descrito anteriormente, y se procesa en la gama de equipos de separación y acondicionamiento. El propósito de este paso es lograr la separación de la mezcla de tal manera que se obtengan los productos finales de agua con residuos de petróleo, residuos sólidos, gas, residuos químicos y petróleo crudo.

La combinación de separadores, equipo de acondicionamiento, bombas, tuberías, válvulas, sensores, sistemas, etc. se llama a veces planta de procesamiento. La ubicación de estos componentes de separación y acondicionamiento es en una plataforma de la embarcación llamada la "plataforma de procesamiento," generalmente situada encima de la plataforma principal de la embarcación. En una modalidad específica aunque no limitante, la plataforma se coloca al menos 10 pies (3 m) sobre los tanques de carga, para que la separación y el equipo de acondicionamiento no se instalen directamente en la plataforma principal de la embarcación. La plataforma puede estar provista con revestimiento para contener derrames y agua para evitar que los productos caigan en otras plataformas, estructuras o en el mar en caso de un derrame de emergencia en cualquier componente de la planta de procesamiento. La plataforma de la planta de procesamiento tiene un sistema de drenaje abierto para la evacuación de posibles derrames y fugas. Por otra parte, el agua de lluvia pasa a través de este sistema de recolección y medición de fluidos, que puede detectar partículas contaminantes, así como determinar la posibilidad de la depositarlo en el mar o tratarlo como agua con residuos de petróleo e inyectarlo en pozos de desechos industriales.

Una enumeración no exhaustiva de equipo adecuado para comprender la planta de procesamiento incluye uno o más de: separadores múltiples fases; paquetes de inyección química y acondicionadores, dispositivos para medir la temperatura, presión y flujo de cada una de las corrientes, ya sea mezcladas o separadas; unidades de flotabilidad; unidades de lavado de gas; separadores de cielón o centrífugos; unidades de tratamiento de petróleo; unidades de tratamiento electrostático; sistemas para adquirir y registrar información de procesamiento en tiempo real, por ejemplo, un sistema computarizado que comprende sensores que miden el flujo, la temperatura, la presión, la viscosidad, etc. que están instalados en la planta de procesamiento y recolecta información con respecto al procesamiento en tiempo real; sistemas para el acondicionamiento y uso de gas para generar energía; y medios para transferir otros productos obtenidos en el paso de separación (por ejemplo, petróleo crudo, sólidos, agua con residuos de petróleo, etc.) a un sistema de almacenamiento y tratamiento asociados.

Paso 4: _ Almacenamiento de productos Como resultado del procesamiento de la mezcla a traves de planta de procesamiento de la embarcación, se obtienen otros productos, por ejemplo, petróleo crudo, gas, agua con residuos de petróleo, sólidos, desechos químicos, etc. Los productos así obtenidos se transfieren y distribuyen para el desecho o almacenamiento a través de un sistema llamado un cabezal de procesamiento. El cabezal de procesamiento es una serie de tubos interconectados y válvulas que se utilizan para distribuir los productos y residuos. El cabezal está normalmente compuesto por válvulas de compuerta y válvulas de control y accesorios y tuberías asociadas, y está situado entre la plataforma principal y la plataforma de procesamiento, interconectando de este modo la planta de procesamiento con los tanques de almacenamiento de la embarcación.

El petróleo crudo se envía generalmente a los tanques de carga de la embarcación. Este paso se puede lograr por medio de bombas de transferencia instaladas en cada uno de los separadores de fases múltiples. Los expertos en la téenica reconocerán que el crudo almacenado primero se debe estabilizar, en otras palabras, no debe contener altos niveles de gas en emulsión porque los tanques de la embarcación no deben estar sujetos a presiones relativamente altas, ya que podría generar un riesgo de explosión originado de la presión interna acumulada.

Una vez almacenados en los tanques, y para el propósito de descarga o transferencia, los tanques de la embarcación están provistos de bombas de descarga instaladas en el fondo del tanque, o con succión en la parte más baja para permitir la transferencia del petróleo crudo estabilizado entre los tanques para fines de estabilidad de la embarcación, de ese modo recircula a través de intercambiadores de calor para que sea posible mantener la viscosidad en condiciones apropiadas y evitar la solidificación de los productos, en particular en baja gravedad API o petróleos de alta viscosidad, o, para la transferencia a otra embarcación de soporte o bombear con equipo de energía más alta para enviar el petróleo a tuberías de exportación si están disponibles en la instalación, e inyectarlo en un receptor o pozo de desechos industriales. El almacenamiento de agua con residuos de petróleo puede comprender tanques dedicados, o puede ser almacenada en tanques destinados al almacenamiento de petróleo crudo. Los sólidos y los residuos químicos, por otro lado, pueden almacenarse fácilmente en uno o más tanques dedicados localizados en la plataforma principal.

Los tanques de carga son generalmente considerados como uno de los espacios más peligrosos de una embarcación, ya que además de almacenar los productos de separación, pueden tener gas en emulsión que se liberará con el tiempo, con lo cual genera presión dentro de los tanques. En consecuencia, se necesitan dispositivos y sistemas auxiliares para controlar y eliminar las condiciones explosivas y/o peligrosas de los tanques de almacenamiento. El principio básico para eliminar el riesgo es mediante el desplazamiento de oxígeno 02 que los tanques y tuberías de la planta de procesamiento de la embarcación pueden contener. Por tanto, debe contener un sistema de inertización, que consiste en la generación y suministro de nitrógeno N2, vapor, CO2 u otro gas inerte aprobado en los tanques, con lo cual desplaza el oxígeno 02 durante las maniobras de carga o descarga de los tanques donde el petróleo crudo y/o el agua con residuos de petróleo se almacena, así como en las líneas o tuberías de los productos. De esta manera se evitan condiciones explosivas.

En modalidades adicionales, la embarcación es capaz de recibir petróleo crudo de baja gravedad API (ya sean crudos de viscosidad pesada y alta). Por lo tanto, un sistema de calefacción debe ser instalado en cada uno de los tanques con el fin de mantener el petróleo crudo a una temperatura apropiada, reduciendo de ese modo la viscosidad y permitiendo que fluya y se mueva.

Con respecto a los residuos o productos sólidos que se obtienen de la separación, que comprenden principalmente cortes de perforación, lodo de perforación, arena y arcillas, estos se almacenan temporalmente en los tanques de residuos sólidos, que generalmente se encuentran en la plataforma principal, en una disposición que permite la transferencia mediante bombas de producto sólido para enviar estos residuos a contenedores especiales para el almacenamiento y envío a confinamientos. Estos contenedores deben clasificarse de acuerdo con cualquier código de regulación pertinente, y las dimensiones y capacidad de los contenedores deben estar diseñados de manera que puedan ser manipulados por la grúa de la embarcación.

Paso 5: Descarga de productos Hay varias formas de descargar petróleo crudo, por ejemplo, descargando el petróleo en una barcaza u otro barco grande de soporte. En este caso, la descarga o transferencia normalmente se llevarán a cabo utilizando una o más de las líneas del distribuidor principal, donde una de las lineas puede estar equipada con una derivación de tubería preparada con válvulas de cierre en uno o ambos lados (por ejemplo, babor y estribor). La descarga de los tanques se puede realizar por medio de bombas de descarga dispuestas dentro de cada uno de los tanques de la embarcación. La descarga se debe llevar a cabo de manera óptima a baja presión.

Otros medios para descargar crudo es al descargar en una instalación que tiene líneas de descarga que conducen a tierra u a otra instalación. Este método de descarga se lleva a cabo normalmente con el distribuidor o el cabezal por medio de bombas sumergibles. De esta manera, los fluidos pueden ser enviados a las bombas de exportación situadas en el nivel de la plataforma principal. El líquido después se puede volver a presurizar y se envía a la instalación o tubería por medio de tuberías de exportación flexibles.

Sin embargo, el método de descarga comprende la inyección en otro pozo existente previamente. En el caso relativamente raro en el que se requiere la inyección de petróleo crudo en un pozo de petróleo, se realiza comúnmente usando una bomba de inyección. En tales casos, la bomba de inyección debe ser capaz de producir una presión mayor que la de la porción del manto en el subsuelo en el que el petróleo crudo del pozo será inyectado.

Igual que el petróleo crudo, el agua con residuos de petróleo puede transferirse a una barcaza o barco, descargado a un pozo o instalación e inyectado en un pozo de operación o pozo de desechos industriales. El equipo requerido es esencialmente el mismo que lo que se describió para la transferencia de petróleo crudo.

En contraste, la descarga de sólidos es relativamente sencilla. Dado que todos los residuos sólidos se almacena finalmente en contenedores clasificados según sus códigos de gobierno, el manejo de descarga suele ser claramente definido. Despues, cuando los contenedores se llenan, se pueden transferir mediante una grúa para soportar barcos o terminales en tierra para su posterior traslado a los centros autorizados para el confinamiento y/o tratamiento de residuos.

La especificación anterior se proporciona únicamente para propósitos ilustrativos y no está prevista para describir todos los posibles aspectos de la presente invención. Además, aunque la invención se ha mostrado y descrito en detalle con respecto a varias modalidades ejemplares, los expertos en la téenica apreciarán también que pequeños cambios en la descripción, y otras varias modificaciones, omisiones y adiciones también se pueden hacer sin apartarse ya sea del espíritu o alcance de la misma.

Claims (21)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN REIVINDICACIONES

1. Un sistema en alta mar de exploración y de producción que incluye una embarcación extendida para servicio de prueba de pozo, el sistema comprende: un sistema modular en alta mar de exploración y de producción dispuesto en comunicación con un pozo en alta mar, dicho sistema modular en alta mar de exploración y producción además comprende una o más cámaras de flotabilidad ajustable y un miembro de conexión inferior dispuesto entre dicho pozo en alta mar y dichas una o más cámaras de flotabilidad ajustables; y una embarcación extendida para servicio de prueba de pozo que comprende medios para colocar dicha embarcación en comunicación próxima con dicho sistema modular de exploración y de producción; interconectar la embarcación y el sistema modular de exploración y de producción con medios para cargar y descargar hidrocarburos obtenidos desde dicho pozo; separar dichos hidrocarburos en una pluralidad de productos constituyentes; y descargar los productos separados de los hidrocarburos en un medio de almacenamiento.

2. El sistema de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque dichos medios para la colocación de dicha embarcación además comprende un sistema de propulsión que permite movimiento de 360° en cualquier dirección sobre la superficie de un cuerpo de agua.

3. El sistema de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado además porque dicho sistema de propulsión comprende además propulsores azimutales transversales, longitudinales y direccionales situados en una o más de una popa, una proa, o una combinación de los mismos.

4. El sistema de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque comprende además medios para ¡nterconectar dicha embarcación y dicho pozo en alta mar por medio de un pozo de sondeo dispuesto en dicha embarcación.

5. El sistema de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque comprende además medios para interconectar dicha embarcación y dicho pozo en alta mar a un cuarto de baño dispuesto en comunicación con dicho sistema modular de exploración y de producción.

6. El sistema de conformidad con la reivindicación 1 ; caracterizado además porque comprende además medios para interconectar dicha embarcación y dicho pozo en alta mar a un cuarto de baño dispuesto en comunicación con dicho sistema modular de exploración y de producción.

7. El sistema de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque dichos medios para la separación de dichos hidrocarburos en una pluralidad de productos constituyentes comprenden además medios para la separación de petróleo crudo de dichos hidrocarburos.

8. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado además porque dichos medios para la separación de dichos hidrocarburos en una pluralidad de productos constituyentes comprenden además medios para la separación de gas de dichos hidrocarburos.

9. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado además porque dichos medios para la separación de dichos hidrocarburos en una pluralidad de productos constituyentes comprenden además medios para la separación aguas con residuos de petróleo de dichos hidrocarburos.

10. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado además porque dichos medios para la separación de dichos hidrocarburos en una pluralidad de productos constituyentes comprenden además medios para la separación de materia sólida de dichos hidrocarburos.

11. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado además porque dichos medios para la separación de dichos hidrocarburos en una pluralidad de productos constituyentes comprenden además medios para la separación de líquidos contaminantes de dichos hidrocarburos.

12. El sistema de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque dicho medios para descargar los productos separados de dichos hidrocarburos comprenden además medios para descargar dichos productos en una embarcación de soporte asociado.

13. El sistema de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado además porque dicha embarcación de soporte asociada comprende además una barcaza.

14. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado además porque dichos medios para descargar los productos separados de dichos hidrocarburos comprenden además líneas de descarga para descargar productos en una instalación de descarga.

15. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado además porque dichos medios para descargar los productos separados de dichos hidrocarburos comprenden además medios para descargar productos en un pozo existente previamente.

16. El sistema de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado además porque dichos medios para descargar comprenden además una bomba de inyección.

17. El sistema de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado además porque dicha bomba de inyección es capaz de producir una presión mayor que la de la porción del manto del subsuelo en el que el petróleo crudo del pozo será inyectado.

18. El sistema de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque dichos medios comprenden además una embarcación de soporte asociada.

19. El sistema de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque dichos medios de almacenamiento comprenden adicionalmente una instalación de descarga.

20. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado además porque dichos medios de almacenamiento comprenden adicionalmente un pozo existente previamente.

21. Un método de uso de una embarcación extendida para servicio de prueba de pozo en coordinación con un sistema modular de exploración y de producción, dicho método comprende: colocar dicha embarcación en comunicación próxima con dicho sistema modular de exploración y de producción; interconectar la embarcación y el sistema modular de exploración y de producción con medios para cargar y descargar hidrocarburos obtenidos desde un pozo en alta mar asociado; separar dichos hidrocarburos en una pluralidad de productos constituyentes; y descargar los productos separados de los hidrocarburos en un medio de almacenamiento.