MXPA97006665A - Aparato y metodo para ahorrar en un pozo petrolifero - Google Patents

Abstract

Se describe un pozo petrolífero que es estabilizado a través de porlo menos tres cables (33) conectados sobre un extremo a tensiones de cable hidráulicamente accionadas (31) sobre la cubierta de pozo (11) y a una ubicación sustancialmente por abajo de la superficie (17) del cuerpo de agua (19), en donde el pozo estáubicado y estásobre un extremo opuesto a un pilote de anclaje respectivo (27) sobre el fondo (21) del cuerpo de agua (19). Los cables (33) están igualmente tensados a través de cilindros hidráulicamente accionados (31D) y son subsecuentemente retenidos en una condición tensada por retenedores mecánicos (31N).

Description

APARATO Y MÉTODO PARA AHORRAR EN UN POZO PETROLÍFERO DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Esta invención se refiere a estructuras de pozo petrolífero que son de autosoporte. Más particularmente esta invención se refiere a un aparato y método para estabilizar , ' ahorrar y proteger un pozo petrolífero que haya sido completado en la profundidad del agua; el aparato* y el método también permiten la maniobra de un bote alrededor del pozo, mientras que también se proporciona una capacidad de autosoporte y estabilidad, aún en la profundidad del agua. La técnica anterior ha sido el desarrollo de una amplia variedad de tipos de terminaciones para pozos petrolíferos para producir materiales hidrocarbonáceos de formaciones subterráneas. Las terminaciones de pozo de la técnica anterior han incluido terminaciones en el fondo de la profundidad excepcional en el agua a través de plataformas y estructuras petrolíferas, tales como las que se ilustran y describen en " INTRODUCTION TO OFFSHORE STRUCTURES, DESIGN, FABRICATION, INSTALLATIONS" , W.J. Graff, Gulf Publishing Co . , Houston, Tex. 1981 y también han incluido terminaciones relativamente fáciles en agua poco profunda tal como en ei Lago Maracaibo o agua poco profunda similar de solamente algunas décimas de metros de profundidad, o menos. Las terminaciones de agua de profundidad han sido exóticas y han requerido de transportadores muy costosos, y similares. Las terminaciones de agua poco profunda han sido muy costosos ya que han empleado pozos múltiples y reservas enormes. Aún a profundidades intermedias de terminación, frecuentemente se ha requerido que buzos vayan al fondo para trabajar en la cabeza de pozo, en donde las profundidades para el buceo son convenientes. Por otro lado, muchas terminaciones de poca profundidad, han sido relativamente simples y no han sido reguladas por MMS (Marine Maritime Service) u otras agentes de regulación, las cuales no desean que la maniobra de un bote o navegación sea impedida en forma innecesaria. Con frecuencia, existe la demanda de un método para ahorrar pozos que hayan sido terminados en agua de profundidad intermedia, variando de menos de 30.48 metros a tanto como 91.44 metros o más de profundidad. Los tipos de recuperación y los tipos de pozos perforados y completados en tales profundidades intermedias de agua no son tan exóticos como los pozos petrolíferos en aguas excepcionalmente profundas, aún los métodos para terminar pozos de agua muy poco profunda, no son satisfactorios para proporcionar una estructura de pozo de autosoporte en profundidades intermedias. Ilustrativo de las terminaciones del tipo de la técnica anterior, las cuales se han encontrado satisfactorias a profundidades intermedias de agua son aquellas en las Patentes de los Estados Unidos Nos. 4,640,647; 4,710,061, y 4,818,146, las cuales emplean medios tensores mecánicos complicados para cables retenedores conectados a una cubierta de pozo petrolífero y pilas de anclas respectivas; dispositivos del - tipo anteriormente mencionado no permiten una fácil seguridad de la tensión de un cable retenedor uniforme, de manera que la cubierta del pozo puede ser sometida a fuerzas desequilibradas con el fin de crear un peligro potencial . Otras estructuras de estabilización de pozo de la técnica anterior han requerido tubería externas, pesadas, excepcionalmente grandes, fijadas sobre roscas para ser de autosoporte en aguas de profundidad intermedia. Ya que la tubería grande es pesada, ésta requiere botes y embarcaciones de elevación para hacer el trabajo de remedio en el pozo. En forma ordinaria, podría ser mucho más conveniente tener el pozo colocado adyacente o incluido dentro de una estructura de plataforma. Sin embargo, si el pozo es un pozo de descubrimiento, una estructura de plataforma probablemente no podría estar disponible durante por lo menos un' año. Por consecuencia, antes de la técnica anterior, la estructura de la técnica anterior ilustrada en la FIGURA 1 usualmente ha sido empleada para ahorrar tales pozos. A partir de lo anterior, se puede ver que la técnica anterior no ha proporcionado un método o un aparato totalmente satisfactorio para ahorrar un pozo petrolífero y proporcionar un pozo de autosoporte que sea adecuado para profundidades intermedias de agua, aún suficientemente no costoso para ser económicamente conveniente. Específicamente, la desventaja más grande de la técnica anterior ha sido el uso frecuentemente requerido de botes costosos y embarcaciones de elevación para realizar de remedio en los pozos, empleando una tubería grande estructuralmente adecuada montada sobre la cubierta. Por consiguiente, es un objeto de esta invención proporcionar un método y estructura que sean satisfactorios para proporcionar una terminación de pozo temporal, así como permanente, para ahorrar uno o más pozos petrolíferos, mientras se evita la necesidad de recurrir a botes y embarcaciones de elevación para realizar el trabajo necesario para ahorrar y mantener el pozo como una entidad de autosoporte. Es un objeto particular de esta invención proporcionar un aparato fácilmente empleado, económico, mejorado y un método para terminar un pozo petrolífero de autosoporte en profundidades intermedias de agua, y el cual asegure que el pozo no es sometido a fuerzas de estabilización desequilibradas. Estos y otros objetos serán más evidentes a partir de la descripción detallada presentada más adelante, particularmente cuando se tome junto con los dibujos anexos.

De acuerdo con todas las modalidades de la invención, se proporciona un aparato de pozo petrolífero mejorado para un pozo terminado en una profundidad intermedia de agua. El pozo emplea una cubierta principal que penetra hacia abajo a través de las formaciones subterráneas por abajo del fondo del cuerpo del agua, y también saliendo hacia arriba a través del agua con la. cabeza del pozo siendo fijada por arriba de la superficie del agua. La cabeza de pozo incluye válvulas y una tubería de conexión que se extiende hacia abajo hacia adentro de la cubierta principal hacia las terminaciones subterráneas. Un desembarcadero, normalmente está dispuesto alrededor de la cubierta principal. La mejora se caracteriza a través de una pluralidad de por lo menos tres pilotes de anclaje impulsados alrededor del pozo y conectados a través del pozo a través de cables retenedores en azimuts respectivos para anclar la cubierta principal saliente contra la corriente lateral, viento, marea y otras fuerzas. En la primera modalidad de la invención, una abrazadera de terminación está conectada a la cubierta a una distancia predeterminada por abajo de la superficie dei agua con una pluralidad de por lo menos tres cables retenedores que están conectados respectivamente en sus extremos externos (con relación al pozo) a los pilotes de anclaje y están conectados en sus extremos superiores o internos a la abrazadera de terminación a través de uno de los tres dispositivos tensores hidráulicamente operados, cada uno de los cuales está asociado con uno de los cables para tensar el cable para retener el pozo contra el movimiento de su orientación vertical que podría de otra manera ser causado por el viento lateral, corriente u otras fuerzas sobre el pozo. Ya que los extremos superiores de los cables retenedores están separados a una distancia sustancial por abajo de la superficie del agua, los botes pueden maniobrarse alrededor del desembarcadero sin enredarse en los cables o tienen sus puntales atascados por los cables. Los dispositivos tensores hidráulicamente operados, aseguran que los cables están colocados a una tensión igual; los cables después son mecánicamente restringido, con el fin de permitir la eliminación de los componentes hidráulicos. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La invención se entenderá mejor leyendo la siguiente descripción detallada de las modalidades preferidas con referencia a los dibujos anexos, en los cuales números de referencia similar se refieren a elementos similares a través de la descripción, y en los cuales: La FIGURA 1 es una vista en elevación lateral de un pozo de la técnica anterior, típico colocado en un cuerpo de agua ; la FIGURA 2 es una elevación lateral de un pozo en un cuerpo de agua empleando la presente invención; la FIGURA 3A es una vista superior del aparato de la FIGURA 2A mirando en la dirección de las flechas 3A en la FIGURA 2A; La FIGURA 3B es una vista en planta del aparato hidráulicamente operado conectado al extremo superior de cada uno de los cables y a la cubierta para después tensar los cables ; la FIGURA 4A es una elevación lateral que ilustra la forma de conexión de los extremos inferiores de un par de cables a un pilote de anclaje; la FIGURA 4B es una vista agrandada de la FIGURA 4A mostrando la forma de conexión del extremo inferior de un solo cable a un pilote de anclaje; la FIGURA 5A es una elevación lateral de la conexión de los extremos superiores de un par de cables a la cubierta de pozo; y la FIGURA 5B es una elevación lateral que muestra una modalidad alternativa, en donde los extremos superiores de los pares de cables están conectados a la cubierta a través de un manguito y también mostrando una estructura de desembarcadero proporcionada sobre la cubierta. Ya que el método y el aparato de la presente invención pueden tener múltiples usos en aplicaciones de agua dulce o agua salada, se describirá de aquí en adelante con respecto al uso en un cuerpo de agua de profundidad intermedia, tal como podría ocurrir más frecuentemente en una plataforma en un ambiente salino. De esta manera, existe la necesidad en la cual los botes sean capaces de maniobrar en forma no impedida a través de cables lateralmente transversales cerca de la superficie. La FIGURA 1 ilustra una instalación de pozo de la técnica anterior típica, la cual ha sido encontrada satisfactoria, cuando la profundidad del agua es de una profundidad intermedia en el rango de 18.2 metros a 60.96 metros. El pozo ilustrado emplea una cubierta central o principal 11 que soporta una plataforma de cubierta 13 y una cabeza de pozo 15 por arriba de la superficie 17 del cuerpo de agua 19. El agua puede variar de 18.2 metros a tanto como 60.96 metros o más por arriba del fondo 21 del cuerpo de agua. Un desembarcadero 23 está soportado para permitir el acceso al pozo para una variedad de propósitos tales como mantenimiento, control e inspección. El método para conservar una terminación de pozo cuando un pozo individual es perforado, frecuentemente es denominado como un "ahorro" de un pozo. Una entidad de perforación usualmente se mueve sobre una ubicación y perfora a través de una cubierta principal de 76.2 cm de pozo, comúnmente denominado como una tubería conductora. Después de la terminación, el pozo se voltea para facilitar la agrupación para completar el cajón neumático, el propósito es proporcionar una estructura de pozo de autosoporte a través de toda su vida útil. Antes de la presente invención, un tipo de estructura de soporte fue proporcionada impulsando una tubería más grande 25 sobre la cubierta de pozo 11 existente. La tubería más grande es usuaimente una tubería de 121.9 cm o 152.4 cm, con un espesor de pared de 2.54 cm a 5.08 cm, la cual está colocada como se muestra en la FIGURA 1. El tamaño y el espesor de la pared exactos de la tubería más grande se determinan por la consideración de la profundidad del agua y corriente. Como se apreciaría, tal tubería grande 25 es excepcionalmente pesada con el fin de crear la integridad estructural y permitir que el pozo sea autosoportado en el agua de profundidad intermedia y la instalación de tal tubería requiere una embarcación de trabajo pesado y equipo de grúa . Con referencia a la FIGURA 2, se puede observar que se describe una primera modalidad, y que será descrita completamente en detalle más adelante. Se debe entender que los tamaños de los elementos respectivos en el aparato variarán de acuerdo con los requerimientos del diseño para proporcionar un soporte adecuado estructural o similar. Más específicamente, esta modalidad de la invención está proporcionada por un aparato con cables retenedores que pueden ser empleados temporalmente para proporcionar un soporte temporal hasta que un sistema de camisa o de plataforma de cubierta pueda ser construido para soportar el pozo u opcionalmente pueda ser empleado como una estructura permanente útil durante toda la vida del pozo. El pozo en la FIGURA 2 incluye una cubierta principal 11 que soporta una cabeza de pozo 15 por arriba de la superficie 17 de un cuerpo de agua 19. Se emplea un desembarcadero convencional 23 en el pozo en la superficie para adaptar el tráfico de botes dentro y fuera del pozo. La cubierta principal 11 puede comprender cualquier tubería conductora de diámetro adecuado. En la modalidad ilustrada, puede comprender, por ejemplo, un conducto con un diámetro de 76.2 cm. Como se apreciará, una tubería con un diámetro de 76.2 cm tiene una resistencia estructural apreciable. Frecuentemente, sin embargo, tal resistencia es inadecuada para resistir las fuerzas laterales que pueden ser impuestas sobre un pozo terminado en la plataforma a una profundidad de más de 18.2 metros de agua. Por consiguiente, puede ser imperativo agregar un soporte estructural adicional contra tales fuerzas laterales. Las fuerzas laterales incluyen fuerzas naturales extremosas tales como olas, viento y similares, así como fuerzas producidas producidas por el hombre tales como bombeo accidental de un bote contra el desembarcadero y similar.

Una cubierta de plataforma 13 normalmente será empleada sobre el extremo superior de la cubierta y comprenderá un tipo convencional de cubierta para soportar a los trabajadores sobre la cabeza de pozo para interconectar la tubería conectora, proporcionando mantenimiento o actividades de control. Un helipuerto convencional 14 también puede ser empleado como se muestra en la FIGURA 2. La cubierta de plataforma 13 puede incluir rieles de seguridad y similares, además de un piso de metal expandido o de placa o construcción similar. Claro que, la cubierta de plataforma puede ser lo más grande posible y el equipo de producción de soporte tal como tratadores térmicos, separadores para separar las fases de gas y líquida y aún unidades de recuperación a baja temperatura. El uso de tal equipo de producción en el pozo puede incrementar sustancialmente la necesidad de un equipo de estabilización de fuerza lateral para el pozo. La cabeza de pozo 15 normalmente comprenderá cualquiera de los muchos tipos convencionales de estructuras de cabeza de pozo incluyendo una o más válvulas a alta presión diseñadas para resistir las presiones de fluido de requisito probablemente que serán encontradas en un pozo particular. Cada una de las válvulas será conectada a manera de una pestaña soldada o con pernos, o similar, a una tubería que sale hacia abajo hacia la parte interna de la cubierta principal 11 y que está completada por el uso de empacadores, perforaciones y similares en una zona de producción de una formación subterránea particular que produce el flujo de fluido desde la tierra hacia, y a través del pozo en una forma conocida. El cuerpo de agua 19 puede ser agua sin movimiento relativamente quieta o agua que fluye, tal como corrientes de océano o corrientes de bahía. Los pozos en el agua que fluye obviamente requieren más estabilización que aquellos en aguas quietas. El desembarcadero convencional 23 puede ser cualquiera de las muchas estructuras convencionales, las cuales son estructurales adecuadas para permitir el desembarque de cualquier material o personal necesarios para operar y/c mantener el pozo. El desembarque está conectado con la cubierta principal por medio de abrazaderas de fricción adecuadas o similares, las cuales pueden ser aflojadas de manera que el desembarcadero puede deslizarse hacia arriba o hacia abajo a lo largo de la cubierta principal 11 para adaptarse a las cargas en el nivel de agua. Una pluralidad de pilotes de anclaje 27 (FIGURA 4A) son embebidos en el fondo 21 del cuerpo de agua y cada pilote 27 tiene un tamaño y formas suficientes para que éste sea capaz de ser impulsado por abajo de la línea de lodo. Cada uno de los pilotes de anclaje 27 comprende miembros tubulares con un diámetro de 50.8 cm o mayores, en la forma de secciones alargadas de un conducto impulsado por abajo del nivel de lodo. En la modalidad ilustrada, tres pilotes de anclaje 27 equidistantemente separados, son impulsados hacia el fondo a una distancia predeterminada desde la cubierta principal de pozo 11. Claro que, la distancia puede depender de la profundidad del agua y el grado deseado de soporte. Como se hará evidente más adelante, el "extremo inferior" de los cables 33 ' respectivos están preferiblemente sujetados a la porción superior de sus pilotes de anclaje respectivos, antes de que los pilotes de anclaje sean impulsados por abajo del nivel del lodo. En la modalidad ilustrada, los cables tienen sus extremos inferiores respectivos, conectados a los pilotes de anclaje respectivos, a través de un conector 33' de peltre unido a un ojo 53; el ojo comprende una ménsula de placa metálica que tiene un par de aberturas 55, y el cual está soldado sobre el lado del pilote de anclaje. El pilote de anclaje es impulsado o se hace vibrar a través de medios convencionales hacia el fondo 21 dei cuerpo de agua hasta que está completamente por abajo de la línea de lodo como se muestra en la FIGURA 2. Les pilotes de anclaje 27 de conducto cilindrico se emplean ya que son fáciles de impulsar hacia el fondo y ya que los segmentos de conducto de diámetro grande están fácilmente disponibles en el área de plataforma y pueden ser económicamente empleados. La ménsula de ojo, normalmente está soldada sobre la porción superior del pilote en una posición hacia abajo desde el extremo superior 28 del pilote como se muestra. Los extremos inferiores de los cables 33 después son conectados a la ménsula antes de que los pilotes de anclaje sean impulsados hacia el fondo 21. Con referencia a la FIGURA 4A, los miembros de pilote de anclaje 27 pueden comprender, por ejemplo, una tubería de 50.8 cm, es decir, a una longitud de 9.14 metros. Un ojo 53 será fijado, tal como por ejemplo, a través de soldadura, a un lado del pilote de anclaje para unir uno de los cables 33'. El ojo puede estar de .3048 metros a 4.57 metros hacia abajo desde el extremo superior 28 del pilote de anclaje y se ilustra esquemáticamente en la FIGURA 4B, que muestra una de las aberturas 55 a las cuales el cable 33 está sujetado a través de un conector extremo de peltre 33' . Sin embargo, se debe entender que se puede emplear cualquier otra forma de conexión que proporcionará una conexión permanente del extremo de cable. Después de que los extremos inferiores respectivos de los cables son conectados en sus aberturas respectivas 55 sobre los ojos 53 respectivos, los pilotes respectivos son impulsados o se hacen vibrar por impacto hacia el fondo en los azimuts y distancias deseadas, equidistantes separadas alrededor del pozo. De esta manera, los tres pilotes de anclaje son impulsados hacia el fondo a aproximadamente intervalos de 120o- separados sustancial y equidistantemente, alrededor de la cubierta principal 11. Un número incrementado de pilotes de anclaje 27 y de cables 33 puede ser empleado si se requiere para una estabilidad mayor. También es posible que los pozos no requieran de un alto grado de estabilización para utilizar solamente un total de tres cables teniendo solamente un cable individual extendiéndose hacia cada pilote de anclaje 27. Sin embargo, en forma ordinaria, es ventajoso ser como espartano en el uso de pilotes de anclaje y cables al grado que el diseño lo permita. Sin embargo, es vital utilizar por lo menos tres pilotes de anclaje y tres cables con el fin de proporcionar protección contra las fuerzas laterales de cualquier dirección. Los cables antes mencionados son unidos a la cubierta de pozo 11 a través de una abrazadera 29, la cual incluye componentes múltiples incluyendo una primera mitad de abrazadera 29A y una segunda mitad 29B, cada una de las cuales se extiende alrededor de 18C° de la superficie periférica de la cubierta principal 11 como ee muestra en la FIGURA 5A. Los componentes de rr.itaá s de abrazadera 29A y 29B incluyen dos pares de pestañas confortantes, cada una formada de pestañas 29A1 y 29B1 a través de las cuales se extiende la muesca y ensambles de muesca y de perno 34 y las cuales operan para sujetar los componentes de mitades 29A y 29B a la cubierta de pozo 11. Se debe entender que solamente uno de los pares de pestañas se ilustra en la FIGURA 5A, y que el otro par de pestañas está colocado 180° opuesto al par de pestañas ilustrado. Un soporte para los extremos superiores de cada uno de los cables 33 se proporciona a través de medios tensores y de restricción sobre la abrazadera de terminación de cable 29, la cual por sí misma está conectada con la cubierta principal 11 a una distancia mínima predeterminada por abajo de la superficie del agua como se ilustra en la FIGURA 2. Más específicamente, tres ménsulas 35 están equidistantemente colocadas alrededor de la periferia de la abrazadera 29 y están soldadas a la misma. Las ménsulas 35 soportan dispositivos tensores de cable hidráulicamente accionados 31, los cuales están a su vez conectados a los extremos superiores de los miembros de cable 33 en una forma que será descrita más adelante. Un total de seis dispositivos tensores 31 son empleados, comprendiendo tres dispositivos tensores superiores y tres dispositivos tensores inferiores. Se debe observar que la abrazadera 29 está colocada a una profundidad mínima predeterminada por abajo de la superficie del agua, y es mantenida en su lugar a través del acoplamiento friccional de la abrazadera con la superficie externa o conducto principal 11 que resulta de la tensión de los ensambles de muesca y perno 34. El extremo superior de cada dispositivo tensor 31 comprende una placa giratoria de horquilla 50 (Figura 3B) , pivotalmente montada a través de medios de pasador 49 sobre una ménsula respectiva 35 sobre la abrazadera 29. Cada dispositivo 31 tensor incluye dos cilindros hidráulicos 31D controlados a través de una fuente de suministro de energía hidráulica 52 convencional, a través del uso de líneas de alta presión hidráulicas 51, cada una de las cuales esta conectada a uno de los dos cilindros hidráulicos 31D, de manera que el fluido hidráulico de las líneas de presión 51 acciona los cilindros 31D para ocasionar la contracción de los cilindros de su condición desactivada en la Figura 3B. La fuente de suministro de energía hidráulica permite que todas las líneas de presión sean simultáneamente previstas con fluido de trabajo hidráulico a una presión dada, en forma inversa; las líneas 51 pueden ser selectivas e individualmente provistas con fluido de trabajo, si se desea. Cada uno de los dispositivos tensores 31 hidráulicamente accionados (FIGURA 3B) incluye un ensamble de bloque superior 31A fijamente celcca?c y un ensamble de bloque inferior móvil 31B. Los ensambles de cilindro hidráulico y de barra de pistón 31B están pivotalmente unidos sobre sus extremos de cabeza al ensamble de bloque superior fijo 31A y tienen sus barras de pistón 31R conectadas a eslingas de botón 31E,las cuales son extremos inferiores conectados al ensamble de bloque inferior móvil 31B. Las eslingas de botón están construidas de manera que pueden ser desconectadas del bloque móvil 31B, cuando está en una condición de poca tensión y después se vuelven a conectar al mismo en otro punto a lo largo de la longitud del bloque móvil 31B. Las placas giratorias de horquilla 50 están montadas sobre el ensamble de bloque superior fijo 31A para el movimiento pivotal a través de medios de pasador 31P. Un par de barras de guías roscadas paralelas 31C tienen sus extremos superiores fijamente montados en el ensamble de bloque superior fijamente colocado 31A. El bloque inferior 31B está montado con el fin de ser capaz de moverse a lo largo de las barras de guía 31C hacia o lejos del' bloque superior 31A a través de la rotación de muescas de impulsión 31N roscadamente montadas sobre las barras de guía roscadas 31C. El extremo superior de un cable 33 está fijamente conectado (pero es capaz de desconectarse) a través de medios conectores convencionales, al ensamble de bloque inferior móvil 31B, de esta manera, cada cable 33 puede ser tensado ya sea por la rotación de las muescas de retención 31N o por la contracción de los cilindros 31D de su dispositivo tensor receptivo 31.

Los seis cables 33 son jalados a través de la activación de los cilindros hidráulicos 31D. Los tres dispositivos tensores inferiores 31 son simultáneamente tensadas primero para sellar con plomo la cubierta. Los dispositivos de tensión superiores 31 después son simultáneamente tensadas para ejercer una fuerza igual a lechos designados. Los dispositivos de tensión inferiores 31 después se vuelven a tensar, mientras que los dispositivos de tensión superiores permanecen activos, para coincidir con los lechos superiores. Materiales tales como acero de alta resistencia, acero no corrosivo similares, son empleados para todas las partes que serán utilizadas en ambientes de agua salada. Los cables 33 son dimensionados de acuerdo con los criterios de ingeniería convencionales para resistir las fuerzas que serán impuestas sobre ellos. El bloque móvil 31B incluye un receptáculo de cuerda de alambre vaciado convencional a través del cual, cada cable 33 se extiende y evita el movimiento del cable 33 (como se ve en la FIGURA 3B) con relación al bloque 31B, pero el cual permite el movimiento del bloque 31B con relación al bloque 31B. En la modalidad preferida ilustrada, los cables tienen un diámetro de 2.54 cm. Existen tres pares de cables conectados con cada par de cable que comprende dos cables, ambos de los cuales están conectados a uno de los tres pilotes de anclaje 27 en la forma presentada en la FIGURA 4A. Los extremos superiores -de cada cable están conectados a uno de los dispositivos tensores hidráulicos 31 soportados desde una de las ménsulas 35. Continúa un ciclo completo de tensión del cable a través de la colocación de los dispositivos tensores de cable a través de una grúa hacia la posición para conectarse a los ojos de una de las abrazaderas 29. El ensamble tensor completo se coloca con pasadores en su lugar, y las mangueras hidráulicas 51 son conectadas a través de un impulsor. Un procedimiento tensor de cable típico normalmente incluirá ciclos plurales de operación de dispositivos tensores 31 que comprenden la contracción de los cilindros hidráulicos 31D para mover el bloque inferior móvil B hacia el bloque superior fijo 31A y lejos del contacto con las muescas 31N; después de la completa contracción de los cilindros 31D, las muescas de impulsión o de retención 31N podrían ser apretadas para acoplar el bloque móvil inferior 31B para evitar mecánicamente que éste se mueva lejos del bloque fijo 31A después de la expansión subsecuente de los cilindros 31D a su posición totalmente extendida. Las eslingas de botón 31E después están en una condición floja y son desconectadas del bloque inferior móvil 31B y después se vuelven a conectar en la condición más tensa posible de manera que la contracción subsecuente de los cilindros hidráulicos incrementará la tensión en los cables. Se debe observar que cada eslinga de botón 31E es simplemente un lazo de cable sobre el cual se unen perillas de tope plurales o abrazaderas 31K; una de las perillas 31K de cada eslinga se acopla con una de las pestañas de oreja 31L sobre el bloque móvil 31B con el fin de transmitir la fuerza proporcionada por la contracción de los cilindros hidráulicos 31D. Los extremos opuesto o interior de los cables están unidos a un pilote de anclaje a través de un conector de peltre con pasadores 33' como se muestra en la FIGURA 4B. La ubicación del pilote de anclaje que será impulsado, está situada a través de un sistema de posición submarino electrónico y es verificada con un buzo o sistema manual ROV o Dispositivo de Medición de Distancia Láser. Una vez que se determina la ubicación del pilote, un impacto submarino o martillo de vibración se une al extremo superior del pilote y ambos son bajados a su lugar. El pilote es impulsado o se hace vibrar a la profundidad deseada con la ayuda de un feumofatómetro. Una vez que el pilote está apropiadamente colocado e impulsado, la misma secuencia se realiza para el resto de las dos ubicaciones. Los cables después son conectados a los dispositivos tensores 31 preparatorios para esta tensión para efectuar la estabilización del pczo. La cubierta es verificada para asegurar que cuando comienza la tensión, el pozo permanece fijo mediante plomo.

El procedimiento empieza primero tensando los cables inferiores de cada par de cable a cierto grado pre-designado que asegurará que el aspecto suelto es eliminado de los cables. El operador hidráulico después tensa los cables superiores de cada par de cables. Este procedimiento continúa en la forma previamente discutida hasta que todos los cables son tensados a un valor de ingeniería predeterminado (40 o más lechos) . La Figura 5B ilustra una segunda modalidad de la invención, la cual emplea un manguito de terminación 30 que tiene un extremo superior 37 y un extremo inferior 38. El manguito de terminación 30 difiere de la reivindicación 29 en que no está sujetado a la cubierta 11, sino que más bien está mantenido en su lugar a través de lechada epóxica. El manguito 30 tiene una configuración cilindrica y tiene un diámetro interno ligeramente mayor que el diámetro externo de la cubierta principal 11. Tres placas de ménsula idénticas 39 se extienden radialmente desde el manguito de terminación 30 y están igualmente separadas una de la otra aproximadamente 120°. Solamente dos de las placas de ménsulas son ilustradas en la Figura 5B. La Tercera placa de ménsula, la cual no está ilustrada, está sobre el lado opuesto del manguito. Los extremos superiores de las placas de ménsula 39 están acoplados por una pestaña radial superior 40 y los extremos superiores están acoplados por una pestaña radial inferior 41. Una pestaña media 42 se extiende radialmente desde la superficie externa del manguito de terminación 30 y comprende tres elementos de pestaña separados, cada uno de los cuales está colocado entre, y soldado entre las dos placas de ménsula 39. Las placas de ménsula 39 sirven como la misma función de las ménsulas 35 de la abrazadera 29. Las aberturas 43 y las placas de ménsula 39 son proporcionadas para permitir la conexión de los dispositivos tensores hidráulicos 31 en la misma forma como se describió previamente. El extremo superior 37 del manguito de terminación 30 está soldado al extremo inferior del manguito principal 44 del desembarcadero 23. El manguito principal 44 es del mismo diámetro externo e interno como el manguito de terminación 30. El extremo interior 38 del manguito de terminación 30 se apoya sobre una pestaña de soporte 45, la cual está soldada a la superficie externa de la cubierta principal 11. La cubierta de bote 23 y el manguito 30 están colocados sobre la cubierta 11 en una forma concéntrica y están mantenidos en su lugar a través de bloques separadores sobre el interior del manguito de terminación 30, el cual acopla la superficie externa de la cubierta 11 con el fin de proporcionar un espacio anular en forma interna en el manguito de terminación 30 en el cual se inyecta lechada epóxica de alta resistencia a través de la tubería de inyección 47. Después del endurecimiento de la epoxi, el manguito 30 es rígida y fijamente colocado con respecto a la cubierta 11. La parte superior 44' del manguito 44 después es soldada a la cubierta 11. El desembarcadero 23 ilustrado de la Figura 5B abarca solamente un lado de la cubierta principal 11 de la modalidad ilustrada y opcionalmente puede ser conectado a la cubierta principal a través de una abrazadera o soldadura, si se desea, en lugar de ser conectado a través del manguito 30 en la forma previamente descrita. En cualquier caso, el desembarcadero tiene un piso de reja de metal expandido e incluye miembros estructurales que se extienden lateralmente desde el pozo y acoplan miembros estructurales verticales. Después de que el tensado se completa, el sistema hidráulico es eliminado por buzos y el sistema está listo para que las cubiertas sean colocadas sobre la cubierta. Dependiendo del tamaño y el peso de las cubiertas, esto se logrará con una máquina de perforación, bote de trabajo replegable o una barcaza de perforación. Los cables son colocados a una profundidad considerablemente en exceso del cambio de cualquier bote de trabajo o barcaza con el fin de evitar el acoplamiento entre ellos. La cubierta de "cables retenedores" puede ser empleada para proporcionar un soporte temporal hasta que un sistema de plataforma replegable o de cubierta pueda ser • construido alrededor de un pozo dado completado en un ambiente de pozo de perforación. En tal caso, los cables entonces pueden ser eliminados, y la camisa podría ser taladrada sobre el pozo o colocada al lado del pozo, de manera que puede unirse fácilmente al mismo para promover el soporte estructural. Sin embargo, la estructura de pozo con cables retenedores puede ser un diseño de estructura de perforación de diseño permanente ya que, tiene toda la flexibilidad deseada y es mucho más económico que los aspectos de la técnica anterior. Se pueden agregar pozos adicionales tanto en forma interna como en forma externa a la cubierta principal. Entre las diversas ventajas de la presente invención se presenta que se puede emplear con un número mínimo de equipo y personal con el fin de ser más económica que los procedimientos de la técnica anterior. Además, el sistema de la invención permite una inspección adicional fácil de la tensión en las cables en una base regular, de manera que pueden volverse a tensar cuando se requiera con el fin de mantener un soporte confiable para evitar el movimiento dei pozo. Una de las grandes ventajas de la presente invención es que permite que un pozo vaya sobre una corriente durante muchos meses antes de que un sistema convencional pueda ser iniciado. De esta manera, beneficios monetarios muy sustanciales fluyen a partir del uso de la invención. Además, el sistema de la invención puede ser fácil y seguro empleado adyacente a un pozo vivo. Así, se puede ver que esta invención logra todos los objetos delineados anteriormente. Aunque esta invención ha sido descrita con cierto grado de particularidad, se entiende que la presente descripción está hecha solamente a manera de ejemplo y que se pueden presentar numerosos cambios en los detalles de construcción y la combinación y disposición, sin apartarse del espíritu y del alcance de la invención, habiéndose hecho referencia al último propósito de las reivindicaciones anexas. Por ejemplo, el orden de unión de los extremos de cables en el método de operación puede ser invertido ya que es previamente descrito.

Claims (10)

1. REIVINDICACIONES 1. Un método para ahorrar un pozo completo, ubicado en un cuerpo de agua y que tiene una cubierta principal que sale por arriba de la superficie del cuerpo de agua, tal método está caracterizado porque comprende las etapas de: a. unir fijamente un miembro circundante a la cubierta principal a una profundidad deseada por abajo de la superficie del cuerpo de agua; b. unir un grupo de dispositivos tensores hidráulicamente operados empleando cilindros hidráulicos para proporcionar la activación de fuerza sobre un miembro de retención de extremo de cable; c. unir un primer extremo respectivo de cada primer grupo de por lo menos tres cables a uno respectivo de por lo menos tres pilotes de anclaje; d. unir un segundo extremo respectivo de cada cable del primer grupo de cables a uno respectivo de los miembros de retención de extremo de cable; e. colocar cada pilote de anclaje respectivo a un azimut y distancia predeterminada alrededor de la cubierta principal; f. mover el pilote hacia un fondo del cuerpo de agua hasta que quede embebido profundamente en el mismo; g. accionar los dispositivos tensores hidráulicamente operados para colocar todos los cables a una tensión igual; y h. retener los cables en una tensión igual.
2. 2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los dispositivos tensores hidráulicamente operados se hacen operar simultáneamente para crear una tensión igual en todos los cables.
3. 3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque incluye las etapas de: i. trabar mecánicamente los cables en la condición tensada para efectuar la retención de los cables en una tensión igual; y j . eliminar los cilindros hidráulicos de los dispositivos tensores hidráulicamente operados.
4. 4. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque incluye las etapas adicionales de trabar mecánicamente los cables en la condición tensada para retener los cables en una tensión igual y subsecuentemente eliminar los cilindros hidráulicos de los dispositivos sensores hidráulicamente operados.
5. 5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque incluye las etapas adicionales de: k. unir a un miembro circundante un segundo grupo de dispositivos tensores hidráulicamente operados empleando cilindros hidráulicos para proporcionar una activación de fuerza sobre un miembro de retención de extremo de cable; ~ 1. unir un primer extremo respectivo de cada uno del segundo grupo de por lo menos tres cables a uno respectivo de los tres pilotes de anclaje; m. unir un segundo extremo respectivo de cada cable al segundo grupo de cables a uno respectivo del segundo grupo de dispositivos tensores hidráulicamente operados; n. subsecuente al paso (h) accionar el segundo grupo de dispositivos tensores hidráulicamente operados para colocar todos los cables del segundo grupo de cables en una tensión igual con los cables del primer grupo; y o. retener mecánicamente los cables de los primeros y segundos grupos de cables a una tensión igual.
6. 6. Un sistema para colocar y mantener un pozo que tiene una cubierta en una orientación vertical en un cuerpo de agua que tiene una superficie y un fondo, el sistema está caracterizado porque comprende: (a) una pluralidad de pilotes de anclaje colocados hacia afuera de la cubierta y embebidos en el fondo y que están sustancialmente equidistantes entre sí; (b) medios circundantes unidos a la cubierta de pozo a una distancia por abajo de la superficie del cuerpo de agua ,- (c) una pluralidad de dispositivos tensores de cable accionados por fluido hidráulico, soportados sobre medios circundantes; (d) una pluralidad de cables, cada uno tiene respectivamente un extremo conectado a uno de los pilotes de anclaje y una porción de extremo opuesta conectada a uno de los dispositivos tensores de cable; y (e) medios de suministro de energía para suministrar fluido de trabajo hidráulico presurizado a los dispositivos tensores de cable con el fin de efectuar simultáneamente la tensión de todos los cables para proporcionar una fuerza de estabilización para colocar y mantener la cubierta en una orientación vertical.
7. 7. El sistema de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque incluye medios de tope mecánicos para retener los cables en la condición tensada después de la terminación del suministro de fluido de trabajo hidráulico hacia los dispositivos tensores de cable.
8. 8. El sistema de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque cada uno de los dispositivos tensores hidráulicamente accionados incluye un bloque fijo, un cilindro hidráulico y medios de barra de pistón, barras de guía fijadas a, y que se extiende desde el bloque fijo, un bloque movible, montado sobre las barras de guía para moverse sobre las mismas hacia y lejos del bloque fijo, medios de retención de cable sobre el bloque movible para acoplar y retener en forma de sujeción un extremo de un cable respectivo, los medios de cilindro y de pistón hidráulicos están montados entre el bloque fijo y el bloque movible y conectados entre ellos para empujar el bloque movible después del accionamiento de los medios de cilindro y pistón hidráulicos para efectuar la tensión del cable respectivo y los medios de tope mecánico operables para acoplar el bloque movible para evitar el movimiento de los bloques movibles lejos del bloque fijo después de la desactivación de los medios de cilindro y pistón hidráulicos.
9. 9. El sistema de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque incluye eslingas de motor de botón flexibles conectando un extremo de los medios de barra de cilindro y pistón hidráulicos al bloque movible.
10. 10. El sistema de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque las barras de guía son barras roscadas y los medios de tope mecánico son muescas roscadas montadas roscadamente sobre las barras roscadas.