MXPA96006379A - Plataforma para la produccion mar adentro - Google Patents

Abstract

La presente invención se refiere a una plataforma para la producción mar adentro para utilizarse con al menos un pozo localizado en un cuerpo de agua, caracterizado porque comprende:a) una estructura de soporte de la plataforma que tiene un medio localizado en la esquina para el anclaje de la estructura de soporte de la plataforma al lecho marino;b) un primer conjunto de miembros de abrazamiento colocados en planos horizontales entre e interconectando los medios de anclaje;c) un segundo grupo de miembros de abrazamiento colocados en planos verticales entre e interconectando los medios de anclaje;d) uno o más tubos conductores del pozo que se extienden a través de los medios de anclaje, en donde uno o más de los tubos conductores se extienden por arriba de la superficie del cuerpo de agua;e) miembros de abrazamiento angulares colocados entre e interconectando uno o más tubos conductores y los medios de anclaje;y f) una estructura de plataforma montada sobre los tubos conductores por arriba de la superficie del agua.

Description

PLATAFORMA PARA LA PRODUCCIÓN MAR ADENTRO ANTECEDENTES DE LA DESCRIPCIÓN La presente invención está relacionada con un método y un aparato para probar y producir formaciones de hidrocarburos encontrados en aguas mar adentro en un rango medio (91.2-182.4 mts. (300-600 pies)) y en profundidades de agua bajas donde sea apropiado, particularmente con un método y un sistema para producir económicamente reservas de hidrocarburo relativamente pequeñas en profundidades de agua baja a rango medio, lo cual actualmente no es económico de producir utilizando la tecnología convencional. La exploración comercial para depósitos de petróleo y gas en las aguas nacionales de los Estados Unidos, principalmente el Golfo de México, es moverse a aguas más profundas (más de 91.2 metros (300 pies)) ya que las reservas en agua baja están siendo agotados. Las compañías deben descubrir campos de petróleo y gas grandes para justificar el gasto de capital grande necesario para establecer la producción comercial en estas aguas profundas. El valor de estas reservas se interrumpió adicionalmente por largo tiempo, requerido para comenzar la producción utilizando diseños actuales de costo elevado y de tiempo prolongado. Como resultado, muchos campos mar adentro más pequeños o "de REF: 23578 nivel inferior" de campos mar adentro se considera que no son económicos de producir. La economía de estos campos pequeños en profundidades de agua en el rango medio pueden aumentarse significativamente, . mejorando y disminuyendo el gasto de capital de los métodos y aparatos para producir hidrocarburos a partir de ellos. También tendrán el beneficio adicional de agregar reservas probadas para la base de evaluación de las reservas de petróleos y gas que se gastan de la nación. En profundidades de agua bajas (hasta aproximadamente 91.2 metros (300 pies)), en regiones donde otras operaciones de producción de petróleo y gas se han establecido, la exploración exitosa de pozos perforados por unidades de perforación con gatos se completan de rutina y se producen. Tal término es con frecuencia económicamente atractivo, ya que las estructuras de cimentación inferiores de peso ligero pueden ser instaladas para soportar la tubería conductora que atraviesa la superficie, dejar por la unidad de perforación con gatos y el equipo de producción y las plataformas instaladas por arriba de la línea de agua, utilizada para el proceso del aceite y el gas producido ahí. Además, en una región donde las operaciones de producción ya se han establecido, las capacidades de tubería disponibles están relativamente cercanas, haciendo los enganches de la tubería económicamente viables. Además, ya que la plataforma soportada por los pozos en agua baja pueden ser perforados o trabajados en (mantenido) por torres de perforación con gatos, las plataformas en agua bajas usualmente no están diseñados para soportar el equipo de perforación pesado en sus plataformas, a menos de que las torres de perforación con gatos estén en alta demanda. Esto permite al diseñador de la plataforma hacer la plataforma para aguas bajas de peso ligero y bajo costo, de tal manera que los depósitos más pequeños puedan hacerse comercialmente factibles para producir. Los descubrimientos de hidrocarburos significativos en aguas profundas a más de 91.2 m (300 pies) son explotados típicamente por medio de operaciones de perforación y producción centralizadas que logran economías de escala. Por ejemplo, ya que las torres de perforación con gatos no pueden funcionar en aguas más profundas de 91.2 m (300 pies), el piso de la plataforma no puede ser de un tamaño y fuerza para soportar y alojar una torre de perforación montada en el piso estandard. Esto puede agregar de 300 a 500 toneladas al peso del piso y una cantidad igual al peso de la subestructura. Tales estructuras grandes y costos elevados asociados con ellas, no pueden justificarse a menos de que grandes campos de petróleo o gas con el potencial para muchos pozos sean descubiertos . Dependiendo de la complejidad geológica, la presencia de reservas comercialmente explotables en aguas profundas de 91.2 metros o más, es verificado por un programa de perforación y prueba de uno o más usos de exploración y delineamiento. El periodo de tiempo total de la perforación de un pozo de exploración exitoso para la primera producción desde una plataforma de perforación y producción central en aguas profundas de rango medio, típicamente está en el rango de dos a cinco años. Una definición completa del depósito y sus características de producción no está disponible hasta que el depósito es producido durante un periodo de tiempo prolongado, usualmente de uno o más años. Sin embargo, es necesario diseñar y construir la plataforma de producción e instalación antes de que las características de producción del depósito sean definidas con precisión. Esto resulta frecuentemente en instalaciones ya sea con exceso o insuficiencia de concesión por el número de pozos requeridos para producir eficientemente el depósito y el exceso o capacidad de la planta insuficiente en una ubicación mar adentro donde las modificaciones son muy costosas. Los sistemas de producción y prueba en aguas profundas en el pasado, habían incluido la conversión de las Unidades de Perforación Mar Adentro Móviles ("MODU") en plataforma de producción o prueba por la instalación de un equipo de procesamiento de petróleo y gas en sus plataformas. Un MODU no es económicamente posible por la producción inicial de pozos menos prolíficos, debido a su costo diario elevado y cuando el mercado aprieta, tales conversiones no se consideran económicas. En forma similar, los primeros sistemas de producción en buques cisterna convertidos, hasta ahora utilizados debido a que fueron abundantes y baratos, también son ineconómicos para pozos menos prolíficos. Además, los intereses ambientales (particularmente en el Golfo de México de los Estados Unidos) han reducido la ventaja de utilizar buques cisterna para instalaciones de producción en lugar de plataformas. Los buques cisterna son difíciles de mantener en la estación durante una tormenta y siempre hay riesgo de contaminación, además del peligro extremo de que el equipo se incendie en la plataforma de un barco que está lleno de líquidos de petróleo o gas. Se espera que esta prohibición se extienda a. otras partes del mundo como regiones que producen petróleo mar adentro internacional lleguen a ser ambientalmente más sensibles. Como se mencionó en la Patente de los Estados Unidos No. 4,556,340 (Morton) , las instalaciones para la producción de hidrocarburo flotantes, se han utilizado para el desarrollo de descubrimientos marginalmente económicos, primera producción y prueba de depósito prolongada. Las instalaciones de producción de hidrocarburos flotantes también ofrecen la ventaja de ser movidas fácilmente a otro campo para el trabajo de producción adicional y pueden utilizarse para obtener la primera producción antes de la construcción de estructuras cimentadas en la parte inferior permanentes. Las instalaciones de producción flotantes hasta ahora se han utilizado para producir depósitos submarinos marginales, los cual no podría, de cualquier otra forma ser producido económicamente. En la Patentes de los Estados Unidos No. 4,556,340, mencionada en lo anterior, la producción desde una boca del pozo submarino a una instalación de producción flotante, se realiza por el uso de un elevador de producción flexible, neutralmente flotante en forma sustancial, el cual incluye un medio de desviación para formar el elevador en un arco amplio orientado. La configuración del arco amplio permite el uso de una línea de alambre del pozo que sirvan de herramientas a través del sistema elevador. Un FPS (Sistema de Producción Flotante) consiste de un flotador semi-sumergible, un elevador, un sistema de anclaje catenario, sistema submarino, tuberías de exportación e instalaciones de producción. Los elementos del sistema significativos de un FPS materialmente no reducen en tamaño y costo con una reducción el número de pozos o producción. Por consiguiente, hay limitaciones que también un FPS puede adaptarse a las descripciones económicas impuestas por campos o depósitos marginales en situaciones de prueba. El costo del recipiente semi-sumergible (conversión o recién construido) y el sistema de anclaje en aguas profundas, solo, sería prohibitivo para muchas de estas aplicaciones. Un TLP convencional (Plataforma de Pata de Tensión) consiste de una estructura flotante semi-sumergible de cuatro columnas, tendones verticales múltiples unidos a cada esquina, anclas de tendón para el lecho marino y elevadores del pozo. Una TLP de una sola pata tiene cuatro columnas y un solo tendón/pozo. El piso de la TLP convencional es soportado por cuatro columnas que atraviesan en plano del agua. Estos tipos de TLP típicamente llevan el pozo o pozos a la superficie para terminar y se entiende que soportan de 20 a 60 pozos en una sola ubicación de superficie. El tamaño de la TLP puede reducirse, como se enseña por la Patente de los Estados Unidos No. 5,117,914 (Blandford) . El propósito de la reducción del tamaño fue el de reducir los costos asociados con el diseño, construcción e instalación de la TLP, por lo que se permite campos de aguas profundas mar adentro más pequeñas con menos pozos que van a ser desarrollados económicamente. Sin embargo, aún plataforma TLP pequeñas son caras para las profundidades de agua en el rango medio, cuando se comparan con las plataformas cimentadas en el fondo. La Patente de los Estados Unidos 4,558,973 (Blandford) describe un medio para soportar un pozo por debajo de la superficie del agua con una estructura de forro en forma de pirámide que consiste de anclajes tubulares de acero conectados juntos por soldadura y/o atornillados y unidos al lecho marino por cuatro pilotes tubulares de acero impulsados por un martillo de pilote a sus penetraciones designadas por debajo del lecho del océano. La Patente de los Estados Unidos No. 4,679,964 (Blandford) expande la estructura para soportar más de un pozo por arriba de la superficie del agua por una o dos columnas del piso que atraviesan la superficie y se conectan al lecho marino por cuatro pilotes impulsados. La Patente de los Estados Unidos No. 4,983,074 (Carruba) describe un medio para soportar uno o más pozos por una estructura de soporte de agua baja utilizando un pilote hueco colocado dentro de una pata de una estructura de tres patas para soportar una plataforma mar adentro, en la que el pilote hueco se fija asegurado a la pata tubular dentro de la cual se coloca. Las estructuras con forro cimentadas en el fondo no están destinadas para soportar el equipo de perforación o de terminación. Típicamente están destinadas para colocarse en profundidades de agua en las cuales las torres de perforación con forros podrían operar en forma estandard, a menos de 91.2 ni (300 pies) . Las plataformas convencionales instaladas en aguas profundas de rango medio, consisten de cuatro pilotes estandard, seis pilotes y una variedad de ocho pilotes. Una configuración de trípode (tres pilotes) también está disponible. Estas plataformas consisten de estructuras forradas que son más o menos rectangulares o de forma cuadrada con pilotes y anclaje tubular que se extiende desde por arriba de la superficie del agua al lecho marino. Las patas de la plataforma están instaladas en las partes superiores de los pilotes, los cuales se cortan aproximadamente 4.56 metros por arriba de la superficie del agua después de ser impulsados a sus penetraciones de diseño a través de las pabas de la camisa que atraviesa la superficie. Las patas de la plataforma de diámetro más grande se extienden hasta y soportan la plataforma. Los pozos son perforados por una torre de perforación montada en la plataforma. Los pozos están -ubicados en el centro aproximado de la plataforma y se extienden al lecho marino separadamente de las patas de la plataforma. Las patas de la plataforma, los pozos, la estructura del forro y los servicios asociados todos están sometidos a las olas de una tormenta por huracán, el viento y cargas de corriente que deben ser transferidas por medio de la subestructura de forro al pilote de cimentación. Los diseñadores de plataforma han intentado reducir el tamaño y costo de estas estructuras de plataforma convencionales, terminando algunos de los pilotes por debajo de las superficies del agua y conectándolos a la base de la estructura. Estas plataformas están caracterizadas por el ensanchamiento de la distancia entre las patas y aumentado su diámetro, llamado "estiramiento" . Esto resulta en una disminución ligera en el peso y costo del forro pero un aumento en el peso y costo de los pilotes. Cualquiera de los ahorros no han probado ser suficientes para permitir el desarrollo económico de campos de petróleo y gas en aguas mar adentro marginales. Las estructuras '914 y '973 enseñadas por Blandford y la estructura '074 descrita por Carruba fueron concebidas para tomar ventaja de los parámetros básicos y. criterios del diseño para mar adentro. Primero, las presiones de carga de ola máxima ocurre en la cresta de la ola, la cual está elevada en una plataforma y -disminuye a cero a una distancia pequeña por debajo de la cresta de la ola. Segundo, las corrientes de tormenta máxima ocurren en la superficie del agua y usualmente disminuyen a cero o cerca de cero a una distancia por debajo de la superficie del agua. Tercero, las cargas del viento de tormenta que ocurren por arriba de la superficie del agua son más pequeñas en la superficie y aumentan con la distancia por arriba de la superficie del agua. Esas configuraciones de carga de la tormenta que actúan sobre las estructuras mar adentro en una forma similar a las cargas en otras estructuras, donde las tensiones de flexión aumentan con un aumento en el momento de brazo, es decir a medida que la distancia de la carga aumenta. El sobre giro del momento máximo en un forro de la plataforma mar adentro ocurre, entonces en o justo por debajo del lecho marino. Blandford enseña que una subestructura de forro en forma de pirámide permitió la transparencia más grande para cargas de tormenta en las zonas de carga máxima (en la parte superior de la pirámide) y proporcionó la cantidad más grande de resistencia estructural en el lecho marino (en la base de la pirámide) , donde los momentos de sobre giro y tensiones de flexión sobre el forro son los más elevados. El sistema de la presente descripción, eficiente y económicamente soporta una operación de producción en aguas profundas de rango medio, donde las estructuras descritas por Blandford en la Patente de los Estados Unidos Nos. 4,558,973 y 4,983,074 no podrían ser apropiadas, debido a que esas estructuras no podrían soportar adecuadamente una unidad de perforación montada en la plataforma en agua demasiado profunda para que se tenga acceso por las torres de perforación con forro. Para funcionar en aguas profundas de 91.2 m a 182.4 m (de 300 a 600 pies), es necesario soportar la plataforma con cuatro columnas verticales, las cuales soportaran una plataforma suficiente en tamaño para alojar una unidad de perforación montada en la plataforma, de terminación o de trabajo y anclar las columnas en una subestructura forrada para la transferencia más eficiente de las cargas ambientales al pilote de cimentación, utilizando la transparencia de carga siempre que sea posible.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN La presente invención proporciona un sistema para producir y procesar fluidos de un pozo producidos de formaciones de hidrocarburo submarinas. La plataforma de producción incluye una o más plataformas soportadas por arriba de la superficie del agua para alojar el equipo para procesar petróleo, gas y el agua recuperada de las formaciones de hidrocarburos subterráneos. Las plataformas son soportadas sobre por lo menos dos columnas que atraviesan la superficie, las cuales están montadas sobre una subestructura de plataforma de soporte, asegurada al lecho marino por pilotes tubulares de acero, impulsados por debajo de la de la tubería conductora del lodo de inyección a través de los manguitos del pilote de faldón ubicados en las esquinas y conectados a la subestructura por cementación o medios mecánicos. La base de la plataforma incluye una armazón abierto que permite que la plataforma sea colocada sobre un pozo modelo, a través del cual uno o más pozos pueden ser perforados antes de que la plataforma sea instalada en el sitio mar adentro. La plataforma puede contener una estructura de armazón para alojar una torre de perforación montada en la plataforma. Los componentes primarios de la presente invención son modulares para facilidad de instalación.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS De tal manera en la cual las características, ventajas y objetos mencionados en lo anterior de la presente invención, se logran y pueden entenderse en detalle, una descripción más particular de la invención, es resumida brevemente en lo anterior, puede hacerse referencia a sus modalidades las cuales están ilustradas en los dibujos anexos . Se hace notar, sin embargo, que los dibujos anexos ilustran solamente modalidades típicas de esta invención y por lo tanto no se consideran limitantes de su alcance, ya que la invención puede admitir otras modalidades igualmente efectivas . La Figura 1 es una vista ambiental, en elevación que muestra la plataforma de producción de la presente invención; la Figura 2 es una vista en planta, en sección tomada a lo largo de la línea 2-2 de la Figura 1; la Figura 3 es una vista en despiece, parcial que representa una conexión de esquina del bastidor separador conductor del pozo de la invención; la Figura 4 es una vista en elevación lateral de una guía de manguito de la invención; la Figura 5 es una vista lateral parcial que representa el montaje de la colocación del bote de la invención a una columna de soporte; la Figura 6 es una vista en perspectiva, parcial del armazón de la plataforma de la invención; la Figura 7 es una vista en despiece, parcial que representa una conexión de esquina del armazón de la plataforma a la estructura de soporte de la plataforma de araña de la invención; la Figura 8 es una- vista en despiece que representa los componente modulares de la invención; la Figura 9 es una vista lateral, parcial que representa la conexión del pilote de los componentes modulares de la invención; la Figura 10 es una vista lateral, parcial que representa la posición del componente separador entre los componentes modulares de la invención; la Figura 11 es una vista parcial, agrandada que representa la colocación del módulo más inferior de la invención, alrededor del pozo modelo en el lecho marino; la Figura 12 es una vista parcial, agrandada que representa una estructura de pozo modelo alterno; la Figura 13 es una vista en perspectiva, en elevación de una modalidad alterna de la plataforma de producción de la invención; la Figura 14 es una vista en elevación frontal de la modalidad de la invención mostrada en la Figura 13; la Figura 15 es una vista en elevación lateral, parcial de la modalidad de la invención mostrada en la Figura 13; y la Figura 16 es una vista en planta de la modalidad de la invención mostrada en la Figura 13 tomada a lo largo de la línea 16-16 de la Figura 15.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Primero se dirige la atención a la Figura 1 de los dibujos. En la Figura 1, la plataforma de producción de la invención, generalmente identificada por el número de referencia 10, se muestra instalada en el sitio del pozo mar adentro. Se supone que uno o más pozos han sido terminados en el sitio del pozo y son evidenciados principalmente por las tuberías 12 conductoras que se extienden desde el lecho marino 14. Se supone además que la tubería conductora es típicamente muy larga, quizá de unos pocos cientos de metros de longitud, de tal manera que se colocan 6.08 metros o más por arriba de la línea del agua 16. La tubería 12 conductora se fabrica típicamente de tubo de hasta aproximadamente 91.44 cm. de diámetro y puede contener artículos varios y diversas válvulas de cierre, el equipo de producción es similar. Típicamente, la tubería conductora se proyecta verticalmente por arriba de la línea 16 del agua. La plataforma de producción 10 de la invención está instalada en el sitio del pozo que forma una estructura protectora alrededor del tubo o tubos 12 conductores y proporciona soporte para ellos hasta el nivel de la plataforma. La plataforma 10 de producción comprende varios componentes modulares, los cuales se fabrican en tierra y se remolcan al sitio del pozo para la instalación. Comenzando en la porción inferior de la plataforma 10 de producción, la subestructura 20 de la plataforma debajo del agua, comprende una base inferior o una estructura 21 de soporte de caja y una estructura 23 de; soporte de pirámide superior, que consiste de las columnas 22 de soporte de la plataforma vertical y miembros 38 diagonales, verticales que están conectados a los manguitos 24 del pilote hueco. La base 21 de la estructura 20 de la plataforma define una estructura de soporte sustancialmente rectangular formada por una pluralidad de miembros de anclaje conectados a las cuatro esquinas de la subestructura 20 de la plataforma. Las esquinas de la subestructura 20 de la plataforma están formadas por manguitos de apuntalamiento hueco 24. Los pilotes 26, impulsados a través de los manguitos de apuntalamiento 24, anclan la subestructura 20 de plataforma al lecho marino 14. Los miembros de anclaje 28, 30 y 33 horizontales y diagonales proporcionan suficiente fuerza de anclaje para formar una estructura de soporte rígida. La base inferior 21 de la subestructura 20 de plataforma forma una estructura de soporte similar a un cubo, hueca, cada superficie del cubo está definida por miembros de anclaje horizontales o diagonales 28, 30 y 33. La porción superior de la subestructura 20 de plataforma es una estructura 23 de soporte piramidal, que está definida por las columnas 22 que soportan la plataforma vertical, los miembros tubulares 38 diagonales, verticales sobre los lados y los miembros 36 diagonales, horizontales. La configuración de la subestructura 20 de plataforma está adaptada especialmente para transmitir fuerzas de carga a los manguitos de apuntalamiento de esquina 24. Las cargas ocurren del viento, olas, corriente, de impacto ocasional y actúa sobre la estructura en condiciones que operan día a día y en un caso extremo condiciones de tormenta, tales como huracanes. Las cuatro columnas 22 de soporte de la plataforma mostrada en la Figura 1, están separadas de tal manera que una tubería 12 conductora del pozo, puede extenderse a través de cada uno de ellos a la superficie de la plataforma. Esto permite que los tubos conductores 12 se extiendan desde la tubería conductora del lodo de inyección a la plataforma sin que recojan cargas por sí mismos o transmitan fuerzas de otras partes de la estructura. La separación cercana de las columnas de la plataforma 22 y los tubos conductores del pozo 12 contenidos dentro del esta área permiten el blindaje de cargas provocadas por condiciones ambientales, tales como el aire, olas y corriente. Las cargas recogidas por el sistema conductor del pozo/columna de la plataforma de la presente invención, por lo teinto son menos que las que serían sostenidas por una plataforma convencional, donde el blindaje no es apropiado. Los miembros 38 de anclaje diagonales mostrados en el plano vertical y los miembros 36 de anclaje diagonales 36 mostrados en el plano horizontal de la Figura 1, transmiten las cargas de la columna de la plataforma 22 a los manguitos 24 de apuntalamiento. Las cargas y las tensiones que resulten de ellos son más o menos distribuidas uniformemente en todas las trayectorias de carga de la estructura base y en los pilotes, donde finalmente son transmitidos al cimiento en el lecho marino. La subestructura 20 de la plataforma está adaptada especialmente para transmitir las fuerzas de carga reducidas comparadas con plataformas más convencionales en virtud de un mecanismo que sostiene la carga de las columnas 22 de la plataforma y sus conductores 12 del pozo soportados por el armazón 42 conductor del pozo, debido a la separación cercana de estos componentes y el blindaje natural afecta que ocurran allí. Las plataformas convencionales extienden los pilotes, los manguitos de apuntalamiento y todos los miembros de anclaje desde el lecho marino hasta un punto por arriba de la línea del agua. Las patas de la plataforma o las columnas de soporte de la plataforma típicamente están separadas hacia afuera de las paredes, de tal manera que pueden ser insertadas en las partes superiores de sus pilotes respectivos. Esta gran separación crea un sistema complejo de miembros estructurales en la zona de carga máxima por el viento, las olas, la corriente y el impacto, que debe transmitirse hacia abajo _ a la parte inferior de la subestructura de plataforma convencional y en la cimentación del pilote. El sistema de plataforma convencional requiere considerablemente miembros de diámetro más grande, estructura más pesada y mayores costos que la presente invención. La presente invención permite que un número elevado de miembros estructurales y una base de soporte amplia en el lecho marino 14, donde el momento de sobregiro de la plataforma es mayor y aún es relativamente transparente al viento, olas, corriente y fuerzas de impacto en la zona de carga máxima, debido a menos miembros con mayores transparencias para estas cargas.

Esta configuración permite que la estructura sostenga estas cargas con transferencia óptima de fuerzas y tensiones para el sistema estructural. Con referencia nuevamente a la Figura 1, se observará que las dimensiones del perímetro de la subestructura 20 de plataforma son mayores en el lecho marino 14 que en la dimensión del perímetro de las columnas de soporte 22 de la columna. Como se discutió previamente, la separación mínima de las columnas 22 de la plataforma entre sí y para los pozos, permite que ocurra el blindaje de la carga y da a la plataforma un grado mayor de transparencia relativa para las fuerzas externas. Las columnas 22 de soporte se extienden hacia arriba desde el centro de la subestructura 20 de plataforma. Los extremos interiores 34 • de las columnas de soporte 22 están soldadas a los miembros 36 de anclaje diagonales, que definen la superficie horizontal superior de la base 21 de la subestructura de la plataforma. Los miembros 38 de anclaje angular se extienden desde cada esquina de la base 21 a un ángulo de entre aproximadamente 25° y 45° y se conectan en un punto sobre las columnas 22 de soporte, usualmente por debajo de la línea del agua 16. Los miembros de anclaje que forman el armazón 42 de soporte de la tubería conductora se extienden en un plano horizontal entre las columnas 22 de soporte y sus extremos inferiores. El armazón 43 de soporte de columna adicional se proporciona para las columnas 22 de soporte por debajo de la plataforma 32 para proporcionar soporte estructural adicional y separación para las columnas 22 de soporte y los conductores 12 del pozo. De esta forma, el armazón 42 y 43 de soporte de la tubería conductora, el anclaje 38 angular y el anclaje 36 diagonal forman una subestructura para soportar rígidamente las columnas de soporte 22 en la base 21 de la subestructura 20 de la plataforma. Ahora con referencia a la Figura 2 y la Figura 3, el armazón 42 de soporte de la tubería conductora se muestra en mayor detalle. Se observará que el armazón 42 de soporte conductor, comprende miembros 47 de anclaje, los cuales se extienden entre las columnas 22 de soporte, formando sustancialmente una estructura 42 de soporte sustancialmente cuadrada que se coloca en un plano horizontal en relación con las columnas de soporte verticales 22. Las guías 40 conductoras del pozo adicionales, pueden extenderse a través de los miembros 47 de anclaje. Las guías 40 proporcionan un medio para soportar los tubos 12 conductores del pozo adicionales que se extienden desde el lecho marino 14 entre las columnas 22 a la plataforma 32. Como se mencionó en lo anterior, la estructura de la presente descripción aloja hasta cuatro pozos definidos por los tubos 12 conductores que se extienden desde el lecho marino 14 a la plataforma 32 de producción, un pozo a través de cada una de las columnas 22 de soporte. Tanto como ocho pozos más, uno a través de cada una de las guías 40 del pozo también pueden ser alojados. Los tubos 12 conductores pueden estar total o parcialmente encerrados o forrados por las columnas 22 de soporte. Como se mencionó en lo anterior, típicamente la fuerzas de carga que actúan sobre las estructuras mar adentro son más altas en la superficie del agua y una distancia corta debajo de la superficie del agua. Por consiguiente, las fuerzas de carga que actúan sobre los tubos 12 conductores en el lecho marino 14, son mínimas y por lo tanto, forrar el tubo 12 conductor para el lecho marino típicamente no es necesario. Ahora con referencia a la Figura 4, una guía 40 conductora del pozo se muestra en mayor detalle. Una pluralidad de guías 40 del pozo pueden ser incorporadas en el armazón de soporte del pozo como se muestra en la Figura 2. Cada guía 40 consiste de un cuerpo 49 cilindrico abierto en ambos extremos. Una saliente 51 abocinada soldada alrededor del extremo superior del cuerpo 49 cilindrico actúa como una guía de enchufado para dirigir la tubería 12 conductora a través de la guía 40 a medida que la tubería 12 es descendida al lecho marino. Las lengüetas 52 de soporte soldadas a la saliente 51 de guía y el cuerpo 49 de la guía 40 proporcionan soporte estructural para la saliente de guía 51. Las guías 40 se extienden a través de los miembros 47 de anclaje y son soldados en ellas proporcionando un conducto para los tubos 12 conductores a través del armazón de soporte del pozo 42 y 43. Con referencia nuevamente a la Figura 1, las columnas 22 de soporte se extienden por arriba de la línea del agua 16 para soportar la plataforma 32 sobre ellas, de aproximadamente 7.6 m a 18.24 m (de 25 a 60 pies) por arriba de la superficie 16 del agua, dependiendo de las condiciones de la tormenta en la región de instalación. Los componentes modulares que forman la zona de colocación 50 del bote están montados en las columnas 22 de soporte en la superficie 16 del agua. La construcción modular permite que la zona de colocación del bote 50 sea transportado por separado al sitio del pozo e instalado después de que se completa la instalación de la subestructura 20 de plataforma y las columnas 22 de soporte. Debido a que la profundidad del agua nunca se conoce exactamente en un sitio de instalación particular hasta que la subestructura 20 de plataforma se ancla al lecho marino 14, la zona de colocación 50 del bote está diseñada de tal manera que puede ser ajustada a la profundidad de agua exacta, cortando secciones de las guías 53 de enchufado de la zona de colocación del bote en sus extremos inferiores, según se requiera. La zona de colocación del bote 50 puede extenderse todo alrededor de las columnas 22 de soporte o solo parcialmente alrededor de ellas. La zona de colocación del bote 50 está soportada en las columnas 22 de soporte en los postes 55 principales, los cuales están montados sobre las columnas 22 de soporte, como se muestra mejor en la Figura 5. Una vez en posición, el extremo superior de la zona de colocación del bote 50 está asegurado a la columna de soporte 22 por soldadura de un miembro 57 de anclaje que se extiende desde ahí a la columna de soporte 22. Como se menciona en la presente, la plataforma 10 de producción es idealmente adecuada para la instalación en aguas profundas de 91.2 m a 182.4 m (de 300 a 600 pies). La construcción modular de la plataforma 10 de producción, permite que la subestructura 20 de plataforma sea fabricada en la orilla en secciones separadas" o módulos, los cuales entonces pueden ser ensamblados en el patio de fabricación en una sola subestructura de plataforma o transportados por separado al sitio del pozo en las cantidades necesarias para ajustar a la profundidad del agua. Por ejemplo, la dimensión de la altura de la base 21 de la subestructura 20 de plataforma puede ser 60.8 m (200 pies) y las columnas 22 de soporte pueden extenderse 30.4 m (100 pies) para dimensiones de una altura total de 92.1 m (300 pies) . La plataforma 10 de producción, sin embargo, puede ser instalada fácilmente en mayores profundidades de agua, sencillamente por la instalación de un módulo de caja adicional debajo de la subestructura 20 de plataforma, como se discutirá en lo siguiente en mayor detalle. La plataforma 10 de producción también puede ser instalada y operada en aguas profundas menores de 92.1 m (300 pies) reduciendo el tamaño, cambiando el número de, o eliminando la base 21 por debajo del módulo de pirámide 23 de la subestructura 20 de plataforma. Esta modalidad puede utilizarse en aguas poco profundas, tendría aplicación cuando torres de perforación levantadas con gatos, caras, no están fácilmente disponibles o son demasiado caras para justificar llevarlas a la ubicación, cuando se utilizan apropiadamente como una estructura de "consecuencia elevada de fallas" como se definió en el código industrial API RP 2A, 20ava Edición. Este código prohibe el uso de plataformas mínimas cuando son clasificadas como estructuras de "alta consecuencia de falla", en las cuales se produce petróleo crudo o existen cuarteles permanentes (para el personal) o ambos. La presente descripción ha sido aprobada por el Servicio de Manejo de Minerales de los Estados Unidos para utilizarse como una estructura de "alta consecuencia de fallas". La presente descripción, por lo tanto está destinada para utilizarse en casos donde se produce petróleo crudo, en los casos donde una estructura tiene personal permanentemente, o ambas y en ciertas situaciones de carga donde la plataforma mar adentro más rígida es apropiada para soportar cargas regionales severas. La plataforma 32 de la torre de perforación puede estar diseñada para alojar una torre de perforación o una torre de perforación para terminar el pozo, según se requiera. La estructura de armazón de la plataforma usualmente estaría vacía de equipo, excepto cuando una torre de perforación es instalada en la parte superior de ella, para realizar operaciones de perforaciones y/o trabajo y/o término del pozo. La plataforma la cual puede ser soportada por la estructura 10 de plataforma, puede ser una plataforma de producción muy sencilla a una estructura de plataformas de niveles múltiples mostrada en la Figura 1. Como se muestra mejor en la Figura 6, la plataforma 32 es soportada en la parte superior en una plataforma 70 de araña. La plataforma 70 de araña comprende una pluralidad de miembros 72, 74 y 76 de soporte que forman una estructura de soporte para la plataforma 32 y se montan en las columnas de soporte 22 por arriba de la línea 16 de agua. La porción superior de la plataforma de araña está definida por miembros 74 y 76 de estructura tubular. Las copas 78 de enchufado están ubicada en cada esquina de la porción superior de la plataforma de araña 70 para aceptar la plataforma 32. La plataforma 32 se proporciona con guías 80 de enchufado que se extienden hacia abajo como se muestra mejor en la Figura 7. Las guías 80 de enchufado pueden ser recortadas para permitir que la plataforma 32 sea nivelada cuando se instala sobre la plataforma 70 de araña. Las escaleras 90 modulares son instaladas en el sitio mar adentro y cuando se instalan se extienden desde la zona de colocación del bote 50, modular para la plataforma 70 de araña o la plataforma 32, dependiendo de cual ha sido instalada en el momento. Las escaleras 90 modulares permiten el acceso y egreso entre la zona de colocación 50 del bote y la elevación de la plataforma. La plataforma 10 de producción mostrada en la Figura 1 es instalada mar adentro en los componentes. La instalación en los componentes permite el uso de un equipo mar adentro fácilmente disponible, tal como barcazas de grúa o torres de perforación con gatos, para instalar la plataforma mar adentro. El equipo de instalación mar adentro típicamente tiene limitaciones con respecto a la capacidad de levantamiento para instalar cualquier componente de la plataforma individual. Esos artículos del equipo que tienen capacidad de levantamiento muy alta son raros y por lo tanto muy caros. La modularización de la plataforma 10 de producción, permite el uso de equipo mar adentro más pequeño y más disponible (y menos costoso) para instalar la plataforma 10 de producción y los diversos componentes con el objetivo de que cada uno de los componentes, tendrá un peso menor que la capacidad máxima del equipo de instalación más pequeño que está fácilmente disponible en la áreas mar adentro alrededor del mundo. La grúa individual más grande en la instalación de una plataforma es usualmente la subestructura de la plataforma, la cual en el caso de la presente invención consistiría de las columnas 22 de soporte de la plataforma, sin la plataforma 70 de araña o la zona de colocación 50 del bote montada sobre ella, hacia abajo al fondo de la subestructura 20 de la plataforma y puede o no puede incluir los pilotes 26 que son accionados a través de los manguitos 24 de los pilotes. El objetivo es el de mantener el peso de la grúa total de este componente por debajo de 500 toneladas cortas, de tal manera que pueda ser instalado con el equipo que está disponible fácilmente y es barato. Si la subestructura 20 de la plataforma es demasiado pesada para ser levantada por el equipo disponible fácilmente, entonces puede ser apropiado prefabricar la subestructura de la plataforma en módulos separados y transportarlos al sitio mar adentro. En este caso, la subestructura 20 de plataforma consistiría de por lo menos dos módulos, como se muestra en la Figura 8, la parte superior siendo un módulo 100, de pirámide y el módulo inferior siendo un módulo 110 de caja. El módulo 110 de caja estaría formado de los manguitos de pilote 24, el anclaje 30 diagonal en el plano vertical (el cual puede ser el anclaje x, el anclaje k o el anclaje diagonal) , la horizontal de tubería conductora del lodo de inyección y el anclaje diagonal ubicado en la base del módulo 110 de caja y los miembros de anclaje en el plano horizontal en la parte superior del módulo 110 de caja que conecta los manguitos de pilote 24. Si más de un módulo 110 de caja se requiere para mayores profundidades de agua, los módulos 120 de caja adicionales (Figura 8) pueden ser transportados al sitio por separado y unidos juntos en la misma forma, con el mismo aparato. En cada caso, cada módulo 110 y 120 de caja y cada módulo 100 de pirámide serán de una integridad estructural suficiente para permitir el levantamiento e instalación en el sitio de instalación mar adentro. La conexión de los módulos juntos en el sitio, puede realizarse por medios mecánicos o por lechada de cemento del anillo del manguito pilote-pilote, con el pilote en su lugar que se va a describir en mayor detalle posteriormente en la presente. Ahora con referencia a la Figura 8-10, el método de instalación modular de la invención, se describirá en mayor detalle. Primero, todos los módulos son transportados al sitio de la plataforma mar adentro, donde la plataforma va a ser instalada. El módulo 120 de caja inferior, el cual puede ser determinado por una inspección de la parte inferior de su estructura, que tiene entubados del lodo 122, de placa de acero es levantada y bajada en el agua sobre el pozo modelo o pozo adaptador, y orientado en el lecho marino 14 para el transporte o dirección según se requiera. El pozo modelo 140 se separa de las tuberías conductoras 12 en el lecho marino 14 pueden ser una estructura de armazón separada, como se muestra en la figura 11, o puede ser incorporada como parte del armazón inferior del módulo 120, como se muestra en la Figura 12. El adaptador 140 es utilizado para separar los pozos antes de que se coloque el módulo 120. Las guías 40 conductoras en la subestructura 120 están ubicadas para separar de forma predeterminada, de tal manera que acoplan exactamente la separación de los pozos en el lecho marino. Un pozo modelo 140 casi siempre se utiliza, si más de un pozo se perfora antes de que el módulo 120 se coloque para asegurar que la separación del pozo acoplará a la separación de las guías 40 conductoras. Si el módulo 120 (o la subplataforma 20 para ese asunto) se coloca justo antes de que un pozo haya sido perforado, la parte inferior del módulo 120 puede incorporar las guías 40 del pozo como se muestra en la Figura 12, de esta forma no podría requerirse un modelo separado. Después de que el módulo de caja 120 inferior se coloca en el lecho marino 14, es nivelado, si es necesario por chorros de aire o agua de desechos del lecho marino fuera de estos entubados del lodo que son determinados para que sean los puntos más altos sobre la estructura. Este proceso de limpieza con chorro de agua a presión continúa hasta que el módulo de caja inferior 120 está nivelado dentro de los requisitos de la instalación. El segundo módulo 110 entonces es levantado y colocado en la parte superior del módulo 120 de caja inferior, con las extensiones inferiores 116 de los manguitos de pilote 114 del módulo 110 que se conectan en las guías 124 de conexión ubicadas en la parte superior de los manguitos 126 de los pilotes del módulo de caja 120 inferior. El segundo módulo 110 de caja es disminuido a su lugar hasta que se coloca firmemente en la parte superior del módulo de caja 120 inferior. Ahora con referencia específicamente a la Figura 9, se muestra una vista más detallada de la conexión de enchufe entre los módulos 110 y 120. La vista parcialmente rota, separada de la Figura 9 representa una esquina de los módulos 110 y 120. Se entiende que los módulos 110 y 120 están conectados en cada esquina en la forma descrita en lo siguiente. Se observa, que el manguito de pilote 114 del módulo 110 incluye una extensión 116 que cuelga hacia abajo que termina en un extremo 117 abierto. La extensión 116 puede ser de varios metros de longitud y está configurada para ser recibida dentro del manguito 126 del pilote del módulo 120. El módulo 110 se baja sobre el módulo 120 hasta que el extremo más superior del manguito 126 de pilote es acoplado por una saliente 128 circunferencial soldada alrededor de la superficie exterior del manguito del pilote 114. La saliente 128 es reforzada por las lengüetas 130 a tope soldadas en el lado posterior de la saliente 128 y la superficie exterior del manguito 114 de pilote. Las lengüetas 130 de retén se proyectan hacia afuera de la saliente 128 y son cortadas angularmente para acoplamiento en pares con la guía 132 de enchufado que circunscribe el extremo abierto más superior del manguito 126 del pilote. Una pluralidad de lengüetas 143 de soporte proporcionan soporte estructural para la guía 132 de enchufe. Los módulos de caja adicionales pueden ser colocados, según sea necesario, en la parte superior de los módulos de caja instalados hasta que todos los módulos 110 de caja son colocados en su lugar y conectados entre sí. El módulo 100 de pirámide entonces es levantado y enchufado a tope en el módulo 110 de caja más superior y conectado al módulo 110 de caja en una forma similar a la descrita en lo anterior. Durante la instalación de la plataforma de producción mar adentro de la invención, los ajustes pueden requerirse para la colocación adecuada del módulo 100 en relación con la línea 16 del agua. Los ajustes de altura relativamente pequeños (de 4.56 m a 6.08 m (15 a 20 pies)) son realizados por el presente sistema por la instalación de separadores 140 entre los módulos 110 y 120 de caja. El separador 140 es una sección de tubería, la cual puede ser cortada a la longitud deseada en el campo para proporcionar la altura total requerida. Como se muestra mejor en la Figura 10, un separador 140 puede ser colocado en cada esquina entre los módulos 110 y 120 de caja. Después de la colocación de los módulos 120 y 110 de caja el módulo de pirámide 100 sobre el lecho marino 14 y la conexión entre sí en una forma adecuada, como se especifica por las especificaciones técnicas y dibujos estructurales, un pilote 26 es levantado e insertado dentro del manguito 114 de pilote utilizando la guía 136 de conexión del manguito de pilote (Figura 8) del módulo de pirámide 100 para la guía. El pilote 26 es descendido dentro del manguito 114 de pilote y a través del manguito 126 de pilote hasta que hace contacto con el lecho marino 14 y se deja penetrar bajo su propio peso alguna distancia dentro del lecho marino 14. Si la distancia al lecho marino 14 es demasiado grande para la longitud de un pilote individual, entonces el pilote 26 puede ser soportado en la parte superior del manguito 114 de pilote utilizando tornillos de centralización apretados por buzos mientras que la siguiente sección de pilote es conectada dentro de él y totalmente soldada a él. Las secciones de pilote pueden agregarse continuamente en esta forma hasta que el pilote 26 es asegurado a un punto estable por debajo del lecho marino 14, donde la parte superior del pilote 26 está por arriba de la superficie del agua. Un martillo de vapor o diesel convencional, entonces puede utilizarse para impulsar al pilote 26 a la penetración de profundidad específica en el lecho marino 14 requerida para una instalación particular. En una modalidad alterna, los pilotes 26 pueden ser instalados por métodos de perforación. En este caso, una unidad de perforación es colocada sobre la parte superior del manguito 114 de pilote y el orificio del pilote es perforado a la profundidad de penetración especificada por debajo del lecho marino 14. La barrena de perforación y la tubería de perforación son retiradas del orificio y el pilote es insertado en la parte inferior del orificio utilizando el método de conexión en sección descrito en lo anterior, si es necesario. Cuando el pilote 26 está colocado en la penetración adecuada, se conecta a los manguitos 24 de pilotes empleando un método de lechada de cemento submarino, por el que la línea de lechada de cemento está unida a la parte inferior del manguito 126 de pilote y una cantidad pre-especificada de la lechada de cemento es insertada bajo presión dentro del anillo del pilote en la parte inferior del anillo. Esta lechada de cemento se deja endurecer y formar un tapón del pilote en la parte inferior del anillo. Una vez que el tapón del pilote ha endurecido, entonces el resto del anillo del pilote se llena con lechada de cemento y se permite endurecer. Todos los faldones de pilotes pueden ser cimentados por lechada de cemento a los manguitos del pilote, simultáneamente. Sin embargo, en el caso de un pilote perforado y cimentado con lechada de cemento, el pilote que es instalado en un barreno pre-perforado, debe ser cimentado con lechada de cemento primero al barreno por medio de su ángulo completo y dejarlo endurecer completamente antes de que el pilote sea cimentado con lechada de cemento al manguito de pilote. El siguiente módulo que va a ser instalado es la zona de colocación del bote 50. La zona de colocación del bote 50 es ajustable en virtud de sus postes 53 de conexión o enchufe, los cuales son recortados para que correspondan a la profundidad del agua aproximada en el sitio de instalación. Una vez que la profundidad del agua es determinada y se mide la profundidad positiva o negativa, los postes 53 de conexión o enchufe en los módulos de colocación del bote son recortados en una cantidad apropiada. Cada módulo 50 de colocación del bote se coloca entonces sobre los postes 55 principales que están ubicados sobre las columnas 22 de soporte. El miembro 57 de conexión horizontal, superior de cada módulo 50 para colocación del bote entonces se suelda con su placa dobladora a las columnas de soporte 22. Cada módulo para la colocación del bote se instala en esta forma hasta que se completa la instalación de la zona de colocación del bote.

Enseguida, la plataforma 70 de araña es levantada de la barcaza de carga y bajada sobre la parte superior de las columnas 22 de soporte. Las columnas 73 de soporte de plataforma de araña se conectan en la parte superior de las columnas 22 de soporte y se sueldan a las columnas de soporte 22. La plataforma 32 entonces se instala sobre la plataforma 70 de araña. Antes de levantar la plataforma 32 de la barcaza de transporte, será necesario determinar y medir la igualdad de la plataforma 70 de araña y las dimensiones perpendiculares . Una vez que la igualdad de la plataforma 70 de araña se ha determinado, los postes 80 de conexión pueden ser recortados para que correspondan a la falta de uniformidad de la plataforma, de tal manera que cuando la plataforma 32 es instalada en la parte superior de la plataforma de araña 70, su igualdad será precisa. Después de que los postes 80 de conexión son recortados adecuadamente, la plataforma 32 es levantada de la barcaza de carga e instalada en la parte superior de la plataforma de araña 70. Antes de la conexión de soldadura permanente, la igualdad de la plataforma se verifica en todas las direcciones. La plataforma 32 entonces se suelda completamente. Por la soldadura de la plataforma 32, la plataforma 35 de la plataforma de la torre de perforación (si se requiere para la aplicación) es levantada de la barcaza de carga e instalada en sus soportes de guía de conexión de instalación de la plataforma respectivos. Una vez que las patas de la torre de perforación están en los soportes de guía de colocación o enchufe, son soldados completamente. Después de esto, la heliplataforma levantada es instalada sobre la parte superior de la plataforma 32. Ahora con referencia a las Figuras 13-16, una modalidad alterna de la plataforma de producción de la invención se muestra y generalmente se identifica por el número de referencia 150. La plataforma 150 de producción es estructuralmente más pequeña que la plataforma 10 de producción descrita previamente. Sin embargo, ambas modalidades de la plataforma de producción incorporan componentes comunes y por lo tanto los mismos números de referencia se utilizan en las Figuras 13-16 para identificar componentes similares. El tamaño más pequeño de la plataforma 150 de producción, la hace particularmente adecuada para utilizarse en profundidades de agua poco profundas, donde no se requiere equipo de producción montado en una plataforma grande. La plataforma 150 de producción comprende una estructura 152 de soporte de base, inferior y la estructura 154 de soporte en pirámide, superior. En profundidades de agua poco profundas, la estructura 152 de soporte de base inferior puede no requerirse, entendiéndose que la estructura de soporte de pirámide superior puede ser anclada directamente al lecho marino. En la modalidad mostrada en la Figura 13, sin embargo, la estructura 152 de soporte de base inferior define una estructura de soporte sustancialmente trapezoidal, casi triangular como se muestra en las Figuras 13 y 16, formadas por una pluralidad de miembros de anclaje conectados a las esquinas de la estructura 152 de soporte. Las esquinas de la estructura de soporte son formadas por manguitos 156 y 158 para pilotes, huecos. Los pilotes 160, impulsados a través de los manguitos 156 de pilote, anclan la estructura de soporte al lecho marino 14. Los manguitos 158 de pilote están montados alrededor de los tubos 12 conductores que se extienden a través de ellos y por lo que anclan el extremo opuesto de la estructura 152 de soporte al lecho marino 14. Los miembros de anclaje horizontal y diagonal 162, 164 y 166 proporcionan suficiente anclaje para formar una estructura de soporte rígida. La estructura 152 de soporte forma una estructura de soporte abierta, hueca, cada superficie de la estructura está definida por miembros de anclaje horizontal y diagonal 162, 164 y 166. La porción superior de la estructura de soporte es sustancialmente una pirámide en forma definida por los miembros 168 de anclaje angular que se extienden desde los manguitos 156 de pilote a los manguitos 170 de pilote montados alrededor de las tuberías conductoras 12. El anclaje adicional para la estructura de soporte piramidal es proporcionado por los miembros de anclaje 172, 173 y 174 horizontales y diagonales conectados a los manguitos 171 y 158 de pilote, los cuales están montados alrededor de los tubos conductores 12. Las estructuras 152 y 154 de soporte superior e inferior definen una superficie vertical de la estructura de soporte, la cual se extiende desde el lecho marino 14 a la línea del agua. Incorporada en esta superficie vertical de la estructura de soporte, hay una pluralidad de soportes conductores del pozo verticalmente separados o guías 176 como se muestra mejor en las Figuras 15 y 16. Las guías 176 comprenden miembros 180 de anclaje que se extienden desde los manguitos de pilote 158, 170 y 171 y soportan las guías 176 del pozo en sus extremos distales. Las guías 176 del pozo proporcionan un medio para soportar las tuberías 12 conductoras, adicionales desde el lecho marino 14 a la plataforma 32 de producción. Una pluralidad de ánodos 182 formados en los miembros de anclaje de las estructuras de soporte inferior y superior 152 y 154 ayudan en evitar la corrosión de la estructura de soporte 150 en el agua de mar. Como se muestra en la Figura 13, la plataforma 150 de producción aloja dos pozos definidos por las tuberías 12 conductoras que se extienden desde el lecho marino 14 a la plataforma 32 de producción. Sin embargo, tantos como cinco pozos, tres que se extienden a través de las guías 176 del pozo, pueden ser alojados por la plataforma 150 de producción. La zona de colocación del bote 150 y la plataforma 32 de producción son soportados en los manguitos de pilote 170 montados alrededor de las tuberías 12 conductoras sustancialmente en la misma forma descrita previamente en la presente, en relación con la plataforma 10 de producción. Así mismo, la plataforma 150 de producción está instalada mar adentro en la forma sustancialmente como se describió en la presente, en relación con la instalación de la plataforma 10 de producción. Aunque lo anterior está relacionado con la modalidad preferida de la presente invención, otra modalidad y modalidades adicionales de la invención pueden contemplarse sin apartarse de su alcance básico y su alcance está determinado por las reivindicaciones las cuales siguen. Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el convencional para la manufactura de los objetos a que la misma se refiere. Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes:

Claims (30)

REIVINDICACIONES

1. Una plataforma para la producción mar adentro para utilizarse con por lo menos un pozo ubicado en un cuerpo de agua, caracterizada porque comprende: (a) una estructura de soporte de la plataforma que tiene un medio de pilote ubicado en la esquina para el anclaje de la estructura de soporte de la plataforma en el lecho marino; (b) un primer conjunto de medios de anclaje colocados en planos horizontales entre y que interconectan el medio de pilote; (c) un segundo conjunto de medios de anclaje colocados en planos verticales entre y que interconectan a los medios de pilote; (d) un medio de pozo que se extiende a través del medio de pilote, en el que el medio de pozo se extiende por arriba de la superficie del cuerpo de agua; (e) medios de anclaje angulares colocados entre y que interconectan el medio de pozo y el medio de pilote; y (f) una estructura de plataforma montada sobre el medio de pozo por arriba de la superficie del agua.

2. La plataforma de producción de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque la estructura de soporte de la plataforma incluye un módulo trapezoidal, estructural, hueco y en el que cada superficie del módulo trapezoidal está definido por los miembros de anclaje horizontal y vertical.

3. La plataforma de producción de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque la estructura de soporte de la plataforma incluye un módulo piramidal formado por medios de anclaje angular y el medio de pilote.

4. La plataforma de producción de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque incluye una zona de colocación del bote, modular montada en el medio del pozo.

5. La plataforma de producción de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque la estructura de la plataforma comprende una plataforma soportada por miembros de anclaje diagonales que se extienden desde el lado inferior de la plataforma y conectados al medio del pozo.

6. La plataforma de producción de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque comprende por lo menos dos componentes modulares.

7. La plataforma de producción de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el medio de pilote incluye miembros de armazón separados verticalmente, que se extienden desde el medio de pilote, los miembros de armazón incluyen manguitos de guía que se extienden a través de ellos para proporcionar un conducto para una o más tuberías conductoras que se extienden desde el lecho marino a la estructura de la plataforma.

8. La plataforma de producción de conformidad con la reivindicación 6, caracterizada porque incluye un módulo trapezoidal y un módulo piramidal.

9. Un método para instalar una plataforma de producción mar adentro, caracterizado porque comprende las etapas de : (a) transportar los componentes de la plataforma de producción al sitio de la plataforma mar adentro; (b) colocar un módulo de soporte de la plataforma de producción sobre un pozo modelo; (c) anclar el módulo de soporte al lecho marino impulsando los pilotes a través de los manguitos de pilote de módulo en el lecho marino; (e) montar un módulo para colocación del bote sobre el módulo de soporte en la superficie del agua; y (f) instalar una estructura de plataforma en la parte superior del módulo de soporte por arriba de la superficie del agua.

10. Una plataforma para la producción mar adentro, para utilizarse con por lo menos un pozo ubicado en un cuerpo de agua, caracterizado porque comprende: (a) una subestructura de plataforma que tiene cuatro manguitos de pilote ubicados en la esquina; (b) un primer conjunto de miembros de anclaje colocado en planos horizontales, entre y que interconectan los manguitos de pilote de esquina; (c) un segundo conjunto de miembros de anclaje colocados en planos verticales entre y que interconectan los manguitos de pilotes de esquina; (d) un conjunto de columnas de soporte conectadas al primer conjunto de miembros de anclaje, en el que los extremos superiores de las columnas de soporte se extienden por arriba de la superficie del cuerpo de agua y sus extremos inferiores están montados a una estructura de armazón central ubicado en el interior de los manguitos de pilotes de esquina; (e) un conjunto de miembros de anclaje angulares, colocados entre y que interconectan las columnas de soporte y los manguitos de pilotes de esquina; y (f) una estructura de plataforma montada en los extremos superiores de las columnas de soporte.

11. La plataforma de producción de conformidad con la reivindicación 10, caracterizada porque la subestructura de la plataforma incluye un módulo de caja estructural, hueco y en el que cada superficie del módulo de caja está definida por miembros de anclaje horizontal y vertical.

12. La plataforma de producción de conformidad con la reivindicación 10, caracterizada porque la subestructura de plataforma incluye un módulo piramidal formado por las columnas de soporte y los miembros de anclaje angulares.

13. La plataforma.de producción de conformidad con la reivindicación 10, caracterizada porque incluye una zona de colocación del bote modular, montada sobre las columnas de soporte .

14. La plataforma de producción de conformidad con la reivindicación 11, caracterizada porque incluye un segundo módulo de subestructura de plataforma para el acoplamiento cooperativo con y que soporta al módulo de caja.

15. La plataforma de producción de conformidad con la reivindicación 10, caracterizada porque la estructura de plataforma comprende una plataforma soportada por miembros de anclaje diagonales que se extienden desde la parte inferior de la plataforma y se conectan a las columnas de soporte.

16. La plataforma de producción de conformidad con la reivindicación 10, caracterizada porque el conjunto de columnas de soporte comprende cuatro columnas de soporte separadas sustancialmente equidistantes entre sí y que se extienden verticalmente hacia arriba desde la estructura de armazón central del módulo de la subestructura.

17. La plataforma de producción de conformidad con la reivindicación 15, caracterizada porque la plataforma incluye un recipiente de enchufe en cada esquina del mismo para nivelar la plataforma sobre las columnas de soporte.

18. La plataforma de producción de conformidad con la reivindicación 10, caracterizada porque comprende por lo menos dos componentes modulares.

19. La plataforma de producción de conformidad con la reivindicación 16, caracterizada porque incluye medios de anclaje para mantener las columnas de soporte separadas equidistantes entre sí.

20. La plataforma de producción de conformidad con la reivindicación 19, caracterizada porque el medio de anclaje comprende un conjunto de miembros de armazón colocados entre y conectados a las columnas de soporte, los miembros de anclaje incluyen manguitos de guía que se extienden a través de ellos para proporcionar un conducto para una o más tuberías conductoras que se extienden desde el lecho marino a la estructura de la plataforma.

21. La plataforma de producción de conformidad con la reiv ndicación 13, caracterizada porque la zona de colocación del bote, modular, está montada sobre las columnas de soporte sobre una pluralidad de postes principales montados sobre las columnas de soporte y en las que la zona de colocación del bote modular incluye postes de enchufe ajustables para nivelar la zona de colocación del bote en relación con la superficie del agua.

22. La plataforma de producción de conformidad con la reivindicación 10, caracterizada porque incluye primero y segundo módulos de la subestructura de la plataforma y un módulo piramidal.

23. La plataforma de producción de conformidad con la reivindicación 22, caracterizada porque incluye medios separadores colocados entre el primero y segundo módulo de la subestructura .

24. Una plataforma para la producción mar adentro para utilizarse con por lo menos un pozo ubicado en un cuerpo de agua, caracterizada porque comprende: (a) un módulo estructural, piramidal que tiene cuatro manguitos de pilotes ubicados en las esquinas; (b) un primer módulo de subestructura similar a una caja, que tiene cuatro manguitos de pilotes ubicados en las esquinas; (c) un segundo módulo de subestructura similar a una caja que tiene cuatro manguitos de pilote ubicados en las esquinas; y (d) en el que el módulo piramidal y el primero y segundo módulos son apilables, uno por arriba del otro, para formar una subestruct?ra de plataforma que se extiende desde el lecho marino a través de la superficie del cuerpo de agua.

25. Un método para instalar una plataforma de producción mar adentro, caracterizado porque comprende las etapas de : (a) transportar los componentes de la plataforma de producción al sitio de la plataforma mar adentro; (b) colocar un módulo de soporte de la plataforma de producción sobre un pozo modelo; (c) asegurar un módulo piramidal de la plataforma de producción sobre la parte superior del módulo de caja; (d) anclar los módulo de caja y piramidal al lecho marino por pilotes impulsados a través de los manguitos de pilote de módulos en el lecho marino; (e) montar un módulo para colocación del bote sobre el módulo de soporte en la superficie del agua; y (f) instalar una estructura de plataforma en la parte superior del módulo de soporte por arriba de la superficie del agua.

26. El método de conformidad con la reivindicación 25, caracterizado porque incluye la etapa de recortar los postes que conectan al módulo del bote para nivelar el módulo del bote en relación con la superficie del agua.

27. El método de conformidad con la reivindicación 25, caracterizado porque incluye la etapa de recortar las guías de conexión de la estructura de la plataforma para nivelar la estructura de la plataforma sobre el módulo piramidal.

28. El método de conformidad con la reivindicación 25, caracterizado porque incluye la etapa de asegurar un segundo módulo de la caja entre el módulo de caja inferior y el módulo piramidal.

29. El método de conformidad con la reivindicación 25, caracterizado porque incluye la etapa de instalar separadores entre el módulo de caja y el módulo piramidal

30. Una plataforma para la producción mar adentro, para utilizarse con por lo menos un pozo ubicado en un cuerpo de agua, caracterizado porque comprende: (a) una subestructura de plataforma que tiene cuatro manguitos de pilote ubicados en la esquina; (b) un primer conjunto de miembros de anclaje colocado en planos horizontales, entre y que interconectan los manguitos de pilotes de esquina; (c) un segundo conjunto de miembros de anclaje colocados en planos verticales entre y que interconectan los manguitos de pilotes de esquina; (d) un conjunto de columnas de soporte conectadas al primer conjunto de miembros de anclaje, en el que los extremos superiores de las columnas de soporte se extienden por arriba de la superficie del cuerpo de agua; (e) un conjunto de miembros de anclaje angulares, colocados entre y que interconectan las columnas de soporte y los manguitos de pilotes de esquina; y (f) una zona de colocación del bote, modular soportada sobre la columna de soporte por uno o más postes de montaje y en el que la zona de colocación del bote modular incluye postes de conexión ajustables para nivelar la zona de colocación del bote en relación con la superficie del agua; y (g) una estructura de plataforma montada en los extremos superiores de las columnas de soporte.