BRPI0603129B1

BRPI0603129B1 - Tubo ascendente de tração variável, aparelhos para comunicação com uma pluralidade de poços submarinos e para comunicação e intervenção em uma pluralidade de poços submarinos, e, método de instalar um tubo ascendente de comunicações

Info

Publication number: BRPI0603129B1
Application number: BRPI0603129-3A
Authority: BR
Inventors: Uluvana Bhat Shankar; Christian Hartley Mungall John; Brian Andersen David; Gerard Haverty Kevin; K. Barr Sean; Manku Davinder
Original assignee: Kellogg Brown & Root, Llc.
Priority date: 2005-08-30
Filing date: 2006-08-07
Publication date: 2018-01-30
Also published as: US7748464B2; AU2006202208A1; US7416025B2; US20070048093A1; BRPI0603129A; US20080210433A1; AU2006202208A9; AU2006202208B2

Abstract

"tubo ascendente de tração variável, aparelhos para comunicação com uma pluralidade de poços submarinos e para comunicação e intervenção em uma pluralidade de poços submarinos, e, método de instalar um tubo ascendente de comunicações". são revelados tubos ascendentes de tração variável conformáveis (106) para conecta cabeças de poço submarinas (102) a uma única plataforma flutuante (104) em sistemas de árvore úmida ou árvore seca. os tubos ascendentes de tração variável (106) permitem diversas cabeças de poço submarinas (102), em profundidades de água de 1,220 a 3.050 metros, a desvios laterais de um décimo a duas vezes a profundidade ou mais, serem ligadas a uma única plataforma flutuante (104). são revelados também métodos para contrabalançar flutuação e instalar tubos ascendentes de tração variável usando uma linha de corrente de lastro ponderada (228, 230).

Description

(54) Título: TUBO ASCENDENTE DE TRAÇÃO VARIÁVEL, APARELHOS PARA COMUNICAÇÃO COM UMA PLURALIDADE DE POÇOS SUBMARINOS E PARA COMUNICAÇÃO E INTERVENÇÃO EM UMA PLURALIDADE DE POÇOS SUBMARINOS, E, MÉTODO DE INSTALAR UM TUBO ASCENDENTE DE COMUNICAÇÕES (51) lnt.CI.: E21B 43/017; E21B 43/01; E21B 17/01; B63B 21/50 (52) CPC: E21B 43/017,E21B 43/0107,E21B 17/012,B63B 21/502 (30) Prioridade Unionista: 30/08/2005 US 11/162141 (73) Titular(es): KELLOGG BROWN & ROOT, LLC.

(72) Inventor(es): SHANKAR ULUVANA BHAT; JOHN CHRISTIAN HARTLEY MUNGALL; DAVID BRIAN ANDERSEN; KEVIN GERARD HAVERTY; SEAN K. BARR; DAVINDER MANKU “TUBO ASCENDENTE DE TRAÇÃO VARIÁVEL, APARELHOS PARA COMUNICAÇÃO COM IJMA PLURALIDADE DE POÇOS SUBMARINOS E PARA COMUNICAÇÃO E INTERVENÇÃO EM UMA ^! PLURALIDADE DE POÇOS SUBMARINOS, E, MÉTODO DE 5 INSTALAR UM TUBO ASCENDENTE DE COMUNICAÇÕES”

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

A presente invenção refere-se, de modo geral, à produção de hidrocarbonetos a partir de cabeças de poço submarinas localizadas em águas profundas e ultra-profundas. Mais particularmente, a presente invenção refere-se a aparelhos e métodos para produzir hidrocarbonetos a partir de uma plataforma flutuante, suportando uma árvore seca conectada a cabeças de poço submarinas localizadas em águas profundas, e/ou conectada a uma árvore úmida em águas profundas na cabeça de poço submarina. Mais particularmente ainda, a presente invenção refere-se a aparelhos e métodos usando tubos ascendentes conformáveis à tensão variável para conectar hidraulicamente cabeças de poço submarinas amplamente dispersas em águas profundas a uma plataforma flutuante.

Uma variedade de projetos existe para a produção de hidrocarbonetos em águas profundas a ultra-profundas, ou seja, profundidades maiores do que 1.220 metros. Geralmente, os projetos pré-existentes caem em um de dois tipos, ou seja, sistemas de árvore úmida ou de árvore seca. Esses sistemas são primariamente distinguidos pela localização de dispositivos de controle de pressão e de fluxo de fluido de reservatório. Um sistema de árvore úmida é caracterizado pela aplicação das árvores no topo de uma cabeça de poço sobre o leito do mar, enquanto um sistema de árvore seca tem as árvores localizadas sobre a plataforma em um local seco. Estes dispositivos de controle são usados para o fechamento em um poço produtor como parte de uma operação de rotina ou, no caso de uma circunstância anormal, como parte de procedimento de emergência.

Em sistemas de árvore úmida, estes dispositivos de controle ficam localizados próximo a uma cabeça de poço submarina e, portanto, submersos. A função primária da árvore é obturar o poço, em operação de emergência ou de rotina, no preparo para recondicionamento ou outras operações maiores.

Sistemas de árvore seca, ao contrário, colocam os dispositivos de controle sobre uma plataforma flutuante acima da água e sã, portanto, relativamente secos por natureza. Ter a árvore de produção construída como um sistema seco permite trabalho operacional e de emergência ser executado com assistência mínima, se alguma, de ROV e com custos e tempo despendido reduzidos. A capacidade de ter acesso direto a um poço submarino a partir de uma árvore seca é altamente economicamente vantajosa. A eliminação da necessidade de um navio de suporte separado para operações de manutenção e o potencial de maior produtividade do poço através do desempenho frequente dessas operações são benéficos aos operadores de poço. Além disso, a eliminação de um tubo ascendente de recondicionamento dedicado e os custos associados a seu emprego também resultará em economia substancial para o operador.

Historicamente, sistemas de árvore seca têm sido instalados em conjunto com plataformas de perna tracionada ou plataformas do tipo vergôntea que flutuam superficialmente sobre a cabeça de poço e têm impacto mínimo de movimento de oscilação vertical sobre os tubos ascendentes. Genericamente, um tubo ascendente se estendendo de uma perna de tração ou plataforma de vergôntea é referido como um tubo ascendente tracionado pelo topo (TTR) quando ele é suportado diretamente pela plataforma hospedeira ou suporte de casco, ou independentemente por bóias de ar que suprem tração à porção superior. No caso de TTRs suportados por casco, a tração de topo é aplicada de modo que os tubos ascendentes tracionados pelo topo permanecem em tração para todas as condições de carregamento. O

movimento relativo entre TTRs e a plataforma em um arranjo de suporte por casco é tipicamente acomodado através de uma ação solicítante de curso dos próprios dispositivos de tração. Por conseguinte, sobre uma vergôntea ou plataforma de perna de tração, movimentações relativas da plataforma flutuante serão transmitidas apenas minimamente através dos sistemas de tubo ascendente, devido ao equipamento a bordo da plataforma ceder e tracionar para acomodar estas movimentações. Particularmente, com TTRs, a tração é aplicada no topo e a tração diminui em um perfil substancialmente linear com a profundidade em direção à cabeça de poço submarina.

Ao contrário, cargas de tubos ascendentes verticais para TTRs suportados por bóias de ar não são portadas pelo casco de uma plataforma. Em vez disso, os TTRs suportados por bóia de ar ascendem das cabeças de poço submarinas através de um orifício no convés de trabalho conhecido por poço central. Os TTRs se estendem através do poço central e se conectam a árvores secas localizadas sobre os topos das bóias de ar na área de baía da plataforma. Usando esta construção, cada um dos TTRs suportados por bóias de ar é permitido se mover verticalmente em relação ao casco da plataforma através do poço central. Esta movimentação vertical do TTR em relação à plataforma é uma função da grandeza de desvio e repouso da plataforma, movimentos de primeira ordem do navio, área de bóia de ar e forças de atrito entre a estrutura de casco e as bóias de ar. O caminho de fluido entre a árvore seca sobre a bóia de ar e a instalação de processamento sobre o navio é, normalmente, realizado por meio de uma ligação direta flexível não unida.

A despeito da configuração particular, a tração dentro de um sistema TTR cria uma forma característica que é substancialmente linear e em uma configuração aproximadamente vertical. Uma vez que as curvaturas e capacidades de conformação são relativamente pequenas, múltiplos poços submarinos conectados a uma única perna de tacão ou plataforma de vergôntea por TTrs são necessários estar pouco espaçados um do outro sobre » · · · · « > · · · · · * •· ·· ·· ·· ·· ·* • ♦ * 1 « · 1 • Ml # 4 • · · · » · « o fundo do mar. Tipicamente, a distância máxima entre os poços submarinos mais remotos em um grupo a ser servido por uma única plataforma via TTRs é de 90 metros. Por conseguinte, plataformas de árvore seca, empregadas com tecnologia - xorrentemente disponível, requerem poços submarinos relativamente pouco espaçados de modo a ser viável. Infelizmente, á colocação de cabeças de poço submarinas dentro de 90 metros uma da outra nem sempre é viável ou economicamente desejável. Mudanças nas localizações e tipos de formações geológicas submarinas muitas vezes ditam que as cabeças de poço sejam espaçadas por distâncias excedendo em muito

90 metros. Nesses casos, é frequentemente menos economicamente viável empregar estratégias de árvore seca para prestar serviço a estes poços uma vez que o espaçamento dos mesmos exigiría a instalação de diversas plataformas de perna de tração ou tipo vergôntea. Nestas circunstâncias, esquemas de árvores úmidas têm sido tipicamente usados.

Um sistema de árvore úmida ou um sistema de plataforma de árvore seca capaz de prestar serviço a grupos de cabeças de poço submarinas a maiores distâncias de espaçamento oferecería vantagens práticas, econômicas e outras. Além disso, alternativas a plataformas de pema de tração e tipo vergôntea seriam também desejáveis para aqueles no campo de prestação de serviço a poço fora-da-costa. Plataformas de pema de tração e do tipo vergôntea são tentativas relativamente caras, particularmente devido à quantidade de ancoragem e amarração necessárias para mantê-las em uma posição relativamente estática em águas turbulentas. Um sistema de plataforma tendo um arranjo de árvore seca ou úmida e utilizando um sistema de amarração menos restritivo e menos dispendioso seria bem recebido pela indústria. A presente invenção trata dessas e outras inadequações da técnica anterior.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

A presente invenção pode prover funcionalidade de árvore • ·* ·· · · »··« ·· * • · · ······ · ·«· • · ·· ·· · » · · · ·*«

seca a instalações de produção hospedeiras com características de maior movimentação em relação às plataformas de vergôntea ou de perna de tração. Essas produções de hospedeiro podem ser agora construídas usando plataformas semi-submersíveis ou de monocasco incluindo, mas não de modo limitativo, plataformas de armazenamento e descarga de produção flutuantes (FPSO). Modos de realização da presente invenção incluem sistemas de tubos ascendentes de produção conformáveis que podem acomodar atividades de serviço e manutenção de poço. Modos de realização da presente invenção são direcionados à conexão de poços submarinos espaçados distantemente a uma única instalação de produção hospedeira tendo uma árvore seca.

Em um modo de realização, um aparelho para comunicação com uma pluralidade de poços submarinos localizados a uma profundidade da superfície de um corpo de água pode incluir uma plataforma flutuante tendo um aparelho de árvore seca configurado para e comunicar e prestar serviço a poços submarinos. O aparelho também pode incluir uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável onde cada um dos tubos ascendentes pode ser configurado para se estender de um dos poços para a plataforma flutuante. Os tubos ascendentes de tração variável podem ter uma região negativamente flutuante, uma região positivamente flutuante, e uma região neutramente flutuante entre as regiões negativamente e positivamente flutuantes. A região neutramente flutuante é caracterizada por uma geometria curva configurada para atravessar um desvio lateral de pelo menos 90m entre a plataforma flutuante e o poço submarino. A região positivamente flutuante pode ser posicionada acima do poço submarino e exibir tração positiva.

O aparelho pode ser usado na água de uma profundidade suficiente para acomodar a geometria curva, por exemplo, 300 metros, mas terá uma aplicabilidade particular em uma profundidade de água maior do que 1220 metros. Ó aparelho pode ser usado em águas tendo profundidades de até 3.050 ou 4.570 metros, ou mais. A pluralidade de poços submarinos pode ser

• 4	• · « 4	• · «	• 4 4
• 4	• 4 · 4 4	• · *	•
	• * * * ·	• · »	4
	4 4 4 8 4	• · · ·	4 *
	··· 44 *4	·· ··	4 4· · 4

* 4 4 • · 4 • 444 •

· 4

caracterizada por um desvio máximo, onde o desvio define a distância máxima sobre um leito do mar do corpo de água entre o aparelho de árvore seca e um poço mais distante da pluralidade de poços submarinos. O desvio máximo pode ser menor ou igual à metade da profundidade ou maior ou igual a um décimo da profundidade a partir da superfície do corpo de água. A pluralidade de poços submarinos pode incluir poços perfurados verticalmente, e pode ser livre de inclinação e poços perfurados horizontalmente ou parcialmente horizontalmente. O aparelho pode incluir uma plataforma flutuante que é uma plataforma de vergôntea, uma plataforma de perna de tração, uma plataforma submersível, uma plataforma semi-submersível, plataforma de intervenção em poço, navio de perfuração, instalação dedicada à produção flutuante etc.

Os tubos ascendentes de tração variável podem terminar na árvore seca , uma extremidade distai, ou um pontão da plataforma flutuante. Uma conexão de carretei pode conectar um tubo ascendente de tração variável não terminado na árvore seca à árvore seca. Uma segunda região de flutuação neutra próxima a uma extremidade distai da plataforma flutuante pode ser incluída. Os tubos ascendentes de tração variável podem incluir um ponto de fixação de corda ou linha de lastro ou uma junta de tensão próxima à uma conexão com o poço submarino ou à plataforma flutuante, A junta de tensão pode ser curva ou pré-curvada.

O aparelho pode incluir um anel espaçador configurado para fazer uma conexão entre a região de flutuação neutra e a região negativamente flutuante de cada tubo ascendente de tração variável; o anel espaçador pode ser configurado para restringir movimentação lateral relativa e permitir movimentação axial relativa dos tubos ascendentes de tração variável. O aparelho pode incluir linhas de âncora conectando os tubos ascendentes de tração variável a um leito do mar abaixo do corpo de água, onde as linhas de âncoras são configuradas para restringir a movimentação dos tubos

I • · ascendentes de tração variável. Os tubos ascendentes de tração variável *

podem incluir condutos únicos, coaxiais ou multiaxiais para comunicação com, produzir de, ou efetuar trabalho sobre o poço subterrâneo conectado ao tubo ascendente de tração variável. Além disso, cada tubo ascendente de tração variável pode, opcionalmente, incluir uma segunda região negativamente flutuante entre a região positivamente flutuante e o poço submarino com tração positiva no tubo ascendente próximo ao poço submarino.

Em um outro aspecto, um método para instalar um tubo ascendente de comunicações de uma plataforma flutuante até uma cabeça de poço submarina pode incluir o emprego de um conector de cabeça de poço montado sobre uma extremidade distai de uma primeira seção lisa do tubo ascendente de comunicações da plataforma flutuante. O método pode incluir acoplar uma linha guia e de lastro para uma conexão ao tubo ascendente de comunicação, onde as linhas guia e de lastro são configuradas para serem lançadas e recolhidas de um navio flutuante. O método pode incluir empregar uma seção com bóias do tubo ascendente a partir da plataforma flutuante e ajustar as linhas guia e de lastro para reagir a alguma flutuação positiva da seção com bóias. O método pode incluir empregar uma seção neutramente flutuante do tubo ascendente a partir da plataforma flutuante. Finalmente, o método pode incluir manipular as linhas guia e de lastro com o navio flutuante para defletir o tubo ascendente de comunicações por uma distância lateral, e baixar o tubo ascendente de comunicações para encaixar a cabeça de poço com o conector de cabeça de poço.

Caso desejado, o método pode incluir criar uma seção curva do tubo ascendente de comunicações na seção neutramente flutuante do tubo ascendente para atravessar a distância lateral. Opcionalmente, as linhas guia e de lastro podem compreender uma ponderada corrente de lastro, como, por exemplo, uma corrente de elos cavilhados de 15,2cm pesando mais do que

90kg por metro de extensão. As linhas guia e de lastro podem compreender uma corrente de lastro de ajuste fino, como, por exemplo, uma corrente de elos cavilhados de 7,6cm pesando menos do que 45kg por metro de extensão. Opcionalmente, o método pode incluir lançar e recolher as linhas guia e de lastro para aplicar cardas axial e lateral para guiar o tubo ascendente de comunicações através da distância lateral. O método pode incluir também usar veículos remotamente operados para assistir na deflexão do tubo ascendente de comunicações.

O tubo ascendente de comunicações pode ser um tubo ascendente de tração variável. O método pode incluir empregar uma seção de transição do tubo ascendente a partir da plataforma flutuante. A seção neutramente flutuante do tubo ascendente de comunicações pode incluir uma seção de caixa ponderada ou uma seção de caixa leve. A plataforma flutuante pode ser uma plataforma semi-submersível. O método pode incluir o emprego de uma pluralidade de tubos ascendentes de comunicação a partir da plataforma flutuante. A cabeça de poço submarina pode ficar localizada em água de qualquer profundidade suficiente abaixo da plataforma flutuante, por exemplo, 300 metros, mas terá particular aplicabilidade em uma profundidade de água maior do que 1220 metros abaixo da plataforma flutuante. A cabeça de poço submarina pode ser localizada em água tendo profundidades de até 3.050 ou 4.570 metros, ou mais.

Em um outro modo de realização, um tubo ascendente de tração variável conecta uma cabeça de poço submarina a uma plataforma flutuante e atravessa um desvio lateral de pelo menos 90 metros. O tubo ascendente de tração variável pode incluir uma primeira região negativamente flutuante, uma região curva neutramente flutuante, uma região positivamente flutuante, e uma segunda região negativamente flutuante. A primeira região negativamente flutuante fica pendurada abaixo da plataforma flutuante exibindo tração positiva. A segunda região negativamente flutuante fica • · posicionada acima da cabeça de poço submarina. A região curva neutramente flutuante fica localizada entre a primeira região negativamente flutuante e a região positivamente flutuante, que fica localizada acima da segunda região megativamento41utuaiite^píam__çriar_umartração positiva dentro da segunda região negativamente flutuante. O tubo ascendente de tração variável pode incluir um conduto de comunicações para permitir comunicações da plataforma flutuante com um furo de poço da cabeça de poço submarina.

A região curva pode atravessar o desvio lateral entre a cabeça de poço submarina e a plataforma flutuante. A cabeça de poço submarina pode ser localizada em água de uma profundidade suficiente para acomodar a geometria curva, por exemplo, 300 metros, mas o tubo ascendente de tração variável terá particular aplicabilidade em uma profundidade de água maior do que 1220 metros abaixo da plataforma flutuante. O tubo ascendente de tração variável pode ser usado em águas tendo profundidades de até 3050 a 4570 metros, ou mais. O desvio lateral pode ser menor ou igual à metade da profundidade da cabeça de poço submarina abaixo da plataforma flutuante e mais de um décimo da profundidade. Além disso, o tubo ascendente de tração variável pode, opcionalmente, incluir uma segunda região neutramente flutuante próximo à plataforma flutuante. O tubo ascendente de tração variável pode incluir uma junta de tensão próximo à cabeça de poço submarina. O conduto de comunicações pode permitir comunicação com, produção de, e o desempenho de trabalho sobre a cabeça de poço submarina a partir de plataforma flutuante. O tubo ascendente de tração variável pode ainda incluir uma linha de âncora se estendendo para uma amarração de leito do mar configurada para restringir a movimentação do tubo ascendente de tração variável . O tubo ascendente de tração variável pode ainda incluir um membro de ligação conectando o tubo ascendente de tração variável a um segundo tubo ascendente de tração variável. Finalmente, a região positivamente flutuante pode ter uma tração positiva.

• 4

• 4 « 4 1 • 4 1 » 4 4 1

4

Em um outro modo de realização, um tubo ascendente de tração variável conecta uma cabeça de poço submarina , uma terminação de extremidade de linha de fluxo submarina (FLET), ou uma terminação de extremidade de linha de tubulação^submarina (PLET) a uma plataforma flutuante. O tubo ascendente pode incluir uma região negativamente flutuante, uma região ponderada, uma região flutuante variável terminando em região positivamente flutuante , e uma região vertical tracionada As regiões negativamente flutuante e ponderada podem ficar suspensas de baixo da plataforma flutuante. A região ponderada pode ficar intermediária às regiões negativamente flutuante e variavelmente flutuante. A região flutuante variável pode ser localizada entre as regiões ponderada e verticalmente tracionada. A região positivamente flutuante pode ser posicionada entre a região flutuante variável e a região vertical tracionada para criar tração positiva na região vertical tracionada. A região vertical tracionada pode ser conectada à FLET,

PLET, ou à cabeça de poço. O tubo ascendente também pode incluir um conduto de comunicações para permitir comunicações da plataforma flutuante para o furo de poço da cabeça de poço submarina, FLET, ou PLET.

O tubo ascendente de tração variável pode incluir uma região de tubulação lisa intermediária à região ponderada e à região flutuante variável. A região flutuante variável pode incluir duas ou mais seções de flutuação variável por comprimento unitário. A região flutuante variável pode incluir uma pluralidade de regiões distintas de flutuação crescente. A região flutuante variável pode ser curva, e pode incluir uma seção desviada de pelo menos 40 graus da vertical.

Em um modo de realização, pelo menos uma porção da região vertical tracionada é positivamente flutuante. Em um outro modo de realização, pelo menos uma porção da região vertical tracionada é negativamente flutuante. A região positivamente flutuante pode incluir um segmento de máxima flutuação de baixo de um ou mais segmentos de menor flutuação. A região ponderada pode incluir duas ou mais seções de peso variável por comprimento unitário.

Em um outro modo de realização, a região flutuante variável pode estar a uma profundidade maior do que a metade de uma profundidade da cabeça de poço submarina, FLET, ou PLET de baixo da plataforma flutuante. O tubo ascendente de tração variável pode atravessar um desvio lateral da plataforma até a cabeça de poço, FLET, ou PLRT. O desvio lateral pode ser menor ou igual à metade de uma profundidade da cabeça de poço submarina, FLET, ou PLET debaixo da plataforma flutuante e mais de um décimo da profundidade; menor ou igual à profundidade em outros modos de realização, menor ou igual a duas vezes a profundidade em outros modos de realização, ou maior do que duas vezes a profundidade.

O tubo ascendente de tração variável pode incluir uma linha de âncora se estendendo até uma amarração no leito do mar para restringir a movimentação do tubo ascendente de tração variável . Em outros modos de realização, o tubo ascendente de tração variável pode incluir um membro de ligação conectando o tubo ascendente de tração variável a um segundo tubo ascendente de tração variável.

A região positivamente flutuante pode tracionar positivamente o tubo ascendente na conexão com a cabeça de poço submarina, FLET, ou PLET. A região ponderada pode tracionar positivamente o tubo ascendente na plataforma.

O tubo ascendente de tração variável pode incluir um pacote de linha de lama acoplado a uma cabeça de poço. O tubo ascendente de tração variável pode ser conectado à FLET ou PLET em uma conexão livre de conectores.

O tubo ascendente de tração variável pode incluir uma junta de tensão e peso de lastro próximo à extremidade mais baixa da região vertical tracionada. O tubo ascendente de tração variável pode incluir uma junta de

·* · » * ♦ · ♦ * * · · tensão próximo a uma extremidade distai da plataforma flutuante. A junta de stress pode ser conectada a uma ou mais juntas de quilha guiada por um guia de quilha conectado à extremidade distai da plataforma flutuante. O guia de quilha pode ser selecionado de um guia aberto com vão nao-zero, um guia fechado articulado com zero vão, ou suas combinações.

Em outros modos de realização, um aparelho para comunicação com uma pluralidade de poços submarinos localizados e uma profundidade a partir da superfície de um corpo de água, o aparelho pode incluir uma plataforma flutuante configurada para comunicação com os poços submarinos e uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável como descrito acima.

A pluralidade de poços submarinos pode ser caracterizada por um desvio máximo menor ou iguala metade da profundidade a partir da superfície do corpo de água; um desvio máximo menor ou igual à profundidade, duas vezes a profundidade, ou maiôs do que duas vezes a profundidade em outros modos de realização.

A plataforma flutuante pode ser selecionada de plataformas tipo vergôntea, plataformas de perna de tração, plataformas submersíveis, plataformas semi-submersíveis, plataformas de intervenção em poço, e navios de perfuração. O aparelho pode ter um espaçamento centro-a-centro medido na plataforma entre dois tubos ascendentes de tração variável ou entre 2 e 12 metros. O espaçamento centro-a-centro pode ser menor do que 4,9 metros em outros modos de realização.

Um ou mais dos tubos ascendentes de tração variável no aparelho pode ter uma segunda região negativamente flutuante incluindo uma seção vertical próximo à região flutuante, uma segunda região curva, e uma seção horizontal configurada para jazer sobre um leito do mar a partir de uma segunda região curva até a cabeça de poço.

Em um outro modo de realização, um aparelho para • · * · · • « ft » · * ·

• * ·	* · · · ·	·· ·· ·»·»
• ·	* * ·	* « » »	4 »
* ♦	• ·	• · · · · «
• · ♦	• · ·	• · · ♦ ·
	• * ♦	• · · · · ·
	• · · » »	·· *· .·	* 4 ¹

comunicação com, e, intervir em uma pluralidade de poços submarinos é provido. O aparelho pode incluir uma plataforma flutuante capaz de se comunicar e intervir em poços submarinos. A comunicação entre a plataforma . ....-O--ja&-.poçQS_j^de_Jncluir mn ou mais tubos ascendentes de produção conectados a PLETs ou FLETs em comunicação fluí dica com distribuidores que podem estar em comunicação fluídica com dois ou mais poços.Os recursos de intervenção podem incluir um tubo ascendente de tração variável, como descrito acima, que é removivelmente acoplado a um poço submarino selecionado para acesso e intervenção de poço. Quando operações de intervenção são completadas, o tubo ascendente de intervenção pode ser desconectado e a extremidade inferior movida para acoplamento a um outro poço submarino. O tubo ascendente de produção pode ser um SCR ou pode ser também um tubo ascendente de tração variável como descrito acima e usado para produção de poço.

Em um outro modo de realização, um método para instalar um tubo ascendente de comunicação de uma plataforma flutuante para uma cabeça de poço submarina ou uma terminação de extremidade de linha de tubulação (PLET) conectada a uma árvore úmida de uma cabeça de poço submarina é provido. O método pode incluir: empregar um conector montado sobre uma extremidade distai de uma primeira seção de deslizamento do tubo ascendente de comunicação; acoplar ao tubo ascendente de comunicação um guia e linha de lastro para ser lançada e recolhida de um navio flutuante; empregar uma ou mais seções com bóias do tubo ascendente de comunicações; ajustar o guia e a linha de lastro para contrabalançar qualquer flutuação positiva da seção com bóias; empregar uma seção ponderada do tubo ascendente de comunicação; empregar uma segunda seção de deslizamento do tubo ascendente; manipular o guia e linha de lastro para defletir o tubo ascendente de comunicações por uma distância lateral; e baixar o tubo ascendente de comunicações para encaixar a cabeça de poço ou PLET * 4 · • « • *♦!

• ·

4·· » » • «t « * • 4 · • · » • ♦ « • · * « · * • · 4 « ♦ · • · · • ♦ · « ·♦ ·« com o conector. Como usado aqui, seções de tubo de deslizamento ou lisas podem incluir isolamento, mas não incluem ponderação ou flutuação adicional.

- O conector, seções; com bóias, seção ponderada, e segunda seção de linha de deslizamento podem ser empregados a partir da plataforma flutuante; o guia e linha de lastro podem ser manipulados com o navio flutuante. O guia e linha de lastro podem incluir uma corda de acoplamento de lastro conectando uma corrente de lastro ponderada ao conector e uma corda de instalação conectando a corrente de lastro ponderada ao navio flutuante.

Em um outro modo de realização, o método pode incluir estacionar a corrente de lastro ponderada sobre o leito do mar, próximo à cabeça de poço ou PLET. O estacionamento inclui: baixar o conector para um ponto intermediário à cabeça de poço ou PLET e à extremidade distai; manipular o guia e linha de lastro para depositar a corrente de lastro ponderada sobre o leito do mar sem contatar a cabeça de poço ou tubo ascendente com a corrente de lastro ponderada; desconectar e recuperar a corda de instalação da corrente de lastro ponderada.

Em um outro modo de realização, o ponto de acoplamento pode incluir um carretei tendo corda de acoplamento de lastro excessiva;

manipular o guia e linha de lastro para depositar a corrente de lastro ponderada sobre o leito do mar sem contatar a cabeça de poço ou tubo ascendente com a corrente de lastro ponderada; desconectar e recuperar a corda de instalação da corrente de lastro ponderada,

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

Para uma descrição mais detalhada dos modos de realização ilustrados da presente invenção, serão feitas referências agora aos desenhos anexos, nos quais:

A Fig. 1 é um desenho de vista isométrica de uma instalação de desenvolvimento de poço em águas profundas de acordo com um modo de

·· *	··· ** *· ·· ···
Λ #	* ’ · · · « ·
• ♦	• * ·*· « · ·
• · »	·····»· «
	* * * · · · · · ♦
	·* · » «· ·· »»	»·¹

realização da presente invenção.

A Fig. 2 é um esboço de vista isométrica de uma instalação de produção flutuante semi-submersível usada em conjunto com um modo de realização da presente invenção.

A Fig. 3 é um desenho de vista de topo da instalação de produção flutuante semi-submersível da f 2.

As Figs. 4A e 4B são desenhos de vista lateral isométrica de um tubo ascendente de tração variável de acordo com um modo de realização da presente invenção.

A Fig. 5 é um desenho de vista lateral esquemática de um tubo ascendente de tração variável mostrando regiões de flutuação de acordo com um modo de realização da presente invenção.

As Figs. 6-22 são desenhos de vista lateral esquemática mostrando as etapas para instalar um tubo ascendente de tração variável de uma instalação de produção flutuante de acordo com um modo de realização da presente invenção.

A Fig. 23 é um desenho de vista lateral esquemática mostrando componentes de uma corrente de instalação de lastro de acordo com um modo de realização da presente invenção.

A Fig. 24 é um desenho de vista lateral esquemática ilustrando o emprego de linha de lastro e linha de controle como parte de um procedimento de instalação de tubo ascendente de tração variável de acordo com um modo de realização da presente invenção.

A Fig. 25 é um desenhos de vista lateral esquemática de um tubo ascendente de tração variável tendo uma junta de tensão afunilada montada sobre o mesmo de acordo com um modo de realização da presente invenção.

A Fig. 26 é um desenho de vista em seção de uma cabeça de poço submarina tendo um conector de cabeça de poço e uma junta de tensão • · « afunilada de acordo com um modo de realização da presente invenção.

A Fig. 27 é um desenho de vista lateral esquemática de uma plataforma flutuante com um tubo ascendente de tração variável se estendendo da mesma de acordo com um modo de realização da presente invenção.

A Fig, 28 é um desenho de vista lateral esquemática de uma plataforma flutuante com uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável interconectados em um local de acordo com um modo de realização da presente invenção.

A Fig. 29 é um desenho de vista lateral esquemática de uma plataforma flutuante com uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável interconectados em múltiplos locais de acordo com um modo de realização da presente invenção.

A Fig. 30 é um desenho de vista lateral esquemática de uma plataforma flutuante com uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável, incluindo linhas de âncoras suplementares de acordo com um modo de realização da presente invenção.

A Fig. 31 é um desenho de vista lateral esquemática de uma plataforma flutuante com uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável, incluindo ligações com tubos ascendentes de tração variável adjacentes.

A Fig. 32 é um desenho de vista lateral esquemática de uma plataforma flutuante com uma pluralidade de tubos ascendentes se estendendo de um único lado da mesma.

A Fig. 33 é um desenho de vista lateral esquemática de uma plataforma flutuante com uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável se estendendo da mesma de acordo com um modo de realização da presente invenção.

A Fig. 34 é um desenho de vista isométrica esquemática de • · · · · · • · · · ·

• · · · > ·» > · · · * ^ι · · «· • · · ·« • · · · · · plataformas flutuantes ilustrando benefícios dos modos de realização da presente invenção sobre os sistemas da técnica anterior.

Figs. 35-40 são desenhos de vistas laterais esquemáticas mostrando etapas adicionais para estacionar corrente de lastro usada para instalar um tubo ascendente de tração variável de uma instalação de produção flutuante sobre o leito do mar de acordo com um modo de realização da presente invenção.

A Fig. 41 ilustra um pacote de linha de lama conectado à cabeça de poço de acordo com um modo de realização da presente invenção.

As Figs. 42-46 ilustram um tubo ascendente de tração variável ponderado e com bóias de acordo com um modo de realização da presente invenção.

A Fig. 47 ilustra os resultados de desempenho simulados para um tubo ascendente de tração variável ponderado e com bóia de acordo com um modo de realização da presente invenção nas posições Próxima e Afastada.

A Fig. 48 é uma representação gráfica de tensões de Mises e tração efetiva em função de comprimento de um tubo ascendente de tração variável de acordo com um modo de realização da presente invenção.

A Fig. 49 é uma representação gráfica de tensões de Mises e tração efetiva em função de comprimento para um tubo ascendente de tração variável ponderado e com bóias de acordo com um modo de realização da presente invenção.

A Fig. 50 é uma representação é uma representação gráfica de tensões de Mises e tração efetiva em função de comprimento para um tubo ascendente de tração variável com bóias de acordo com um modo de realização da presente invenção.

A Fig. 51 é uma vista de fundo de anel de pontão e poço central ilustrando espaçamento de 4,5m de centro-a-centro entre os tubos

·· a· ···· • « • · ascendentes de tração variável de acordo com um modo de realização da presente invenção.

A Fig. 52 ilustra uma junta de quilha e guia de quilha aberta acopladas a um anel de pontão e um tubo ascendente de tração variável de acordo com um modo de realização da presente invenção.

A Fig. 53 é uma vista esquemática de um guia de quilha de vão zero.

A Fig. 54 é um esquema ilustrando o uso de dois guias de quilha.

A Fig. 56 ilustra um guia de quilha articulado de vão zero.

As Figs. 56-58 são ilustrações esquemáticas de um guia de quilha aberta de vão zero.

A Fig. 59 é uma vista esquemática de uma série de bóias de ar usadas para adicionar flutuação a um modo de realização do tubo ascendente da presente invenção.

As Figs. 60-61 são vistas esquemáticas de tubos ascendentes de catenária de aço típicos (técnica anterior) usados para conectar uma terminação de extremidade de linha de tubulação (PLET) a uma plataforma flutuante.

A Fig. 62 é uma representação esquemática de um modo de realização do tubo ascendente da presente invenção conectando uma PLET a uma plataforma flutuante.

A Fig. 63 é uma representação esquemática de um sistema de produção utilizando um modo de realização do tubo ascendente da presente invenção como um tubo ascendente de tração variável de intervenção.

A Fig. 64 é uma vista em perspectiva de um sistema de produção utilizando um modo de realização do tubo ascendente da presente invenção como um tubo ascendente de tração variável de intervenção.

• * · · * • · • · • · · ·

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

Com referência inicialmente à Fig. 1, um sistema de gerenciamento de poço submarino 100 é mostrado. O sistema de gerenciamento 100 pode incluir uma pluralidade de cabeças de poço submarinas 102 conectadas a uma plataforma flutuante 104 através de uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável 106. O sistema de gerenciamento submarino 100 pode ser projetado e construído para funcionar em ambientes de águas profundas onde a profundidade total de água é maior ou igual a 300 metros, mas terá aplicabilidade particular a profundidades maiores ou iguais a 1.200 metros até 3.050 ou 4.570 metros, ou mais. Desejavelmente, para o sistema 100 mostrado na Fig. 1, a profundidade de água D entre a plataforma 104 e cabeças de poço 102 deverá ser entre 1,525 e 3.050 metros (5.000 a 10.000 pés).

Tubos ascendentes de tração variável 106 podem ser construídos como extensões de tubulação rígida que se tomam relativamente conformáveis quando estendidas sobre longas extensões. Por exemplo, embora os materiais de tubos ascendentes de tração variável 106 possam parecer altamente rígidos em extensões curtas, por exemplo, 30 metros, eles se tomam altamente flexíveis sobre extensões mais longas, por exemplo, de 1.525 a 3.050 metros. Os tubos ascendentes de tração variável 106 podem incluir várias regiões de flutuação diferente em relação ao oceano no qual residem. Regiões de flutuação neutra 10S podem ser localizadas ao longo da extensão de tubos ascendentes de tração variável 106 para assistir na formação e manutenção de sua curva em S mostrada na Fig. 1. Regiões de flutuação neutra 108 combinadas com os tubos ascendentes de tração variável de relativa conformidade 106 criam um tubo ascendente se estendendo das cabeças de poço submarinas 102 para a plataforma 104 com maior cedência lateral e vertical do que com tubos ascendentes disponíveis na técnica anterior.

** ·* ‘ · • * · • · · · * · · « · • · · · · • *· ♦ ·

Além disso, devido a prestação de serviço a cada cabeça de poço submarina 102 com sua própria plataforma 104 ser economicamente inviável, o sistema de gerenciamento submarino 100 é capaz de prestar serviço a múltiplas cabeças de poço 1Ό2 com uma única plataforma flutuante

104 e numerosos tubos ascendentes de tração variável 106. Inicialmente, a natureza rígida de tubos ascendentes verticais e as demandas de amarração e ancoragem das plataformas de prestação de serviço exigiam que as cabeças de poço fossem localizadas relativamente próximas uma da outra para serem assistidos com uma única plataforma. Muitas vezes, decisões a respeito do ,10 tipo, profundidade e número de poços submarinos eram ditados por estas limitações de projeto. Estas restrições muitas vezes limitam a exploração e produção de reservatórios submarinos, devido a eles ditarem onde os poços devem ser localizados em vez de permitir a colocação mais favorável para a exploração eficiente dos hidrocarbonetos aprisionados.

Com referência ainda à Fig. 1, cabeças de poço submarinas

101 são mostradas localizadas dentro de um círculo tendo, geralmente, um diâmetro Δ. Este diâmetro Δ caracteriza um círculo de observação de navio, onde o desvio máximo do centro do círculo seria o raio de metade do diâmetro Δ. O valor de Δ será a maior distância entre quaisquer duas cabeças de poço 101 dentro do grupo e representa a quantidade de espaçamento geralmente dentro de um grupo de cabeças de poço submarinas 102. Inicialmente, usando a tecnologia pré-existente, desvios de cabeças de poço apenas menores ou iguais a 10% da profundidade de água D eram viáveis. Usando os sistemas (por exemplo, 100 da Fig. 1) de acordo com a presente invenção, desvios de cabeça de poço de até 25%, 50%, 75%, 100% ou ainda maiores do que 100% da profundidade de água D são viáveis. Este espaçamento mais amplo e mais disperso para cabeças de poço 102 permite que uma formação geológica seja mais total e efetivamente explorada. Usando sistemas da presente invenção, poços não precisam mais ser

• «

* t · * « « perfurados e assistidos por uma única plataforma. Em vez disso, um navio de perfuração pode perfurar poços de produção por todo o campo, todos os quais podem ser unidos de volta a uma única plataforma flutuante para produção e manutenção. _________ _________________________________

Com referência brevemente às Figs. 2 e 3, uma plataforma semi-submersivel 110 para uso com a presente invenção é mostrada. A plataforma semi-submersível é capaz de ser usada como a plataforma flutuante 104 da Fig. 1 para prestar serviço e manter uma pluralidade de cabeças de poço submarinas 102 através de tubos ascendentes de tração variável 106. Inicialmente, plataformas semi-submersíveis 110 não eram utilizáveis com sistemas de produção de árvore seca em águas profundas, devido a elas não serem facilmente capazes de ser mantida em uma posição estacionária bastante para serem usadas com tubos ascendentes tracionados pelo topo. Por conseguinte, os deslocamentos e oscilação vertical experimentados por uma plataforma semi-submersível 110 não eram considerados viáveis. Um conjunto de árvore seca 112 localizado sobre uma plataforma semi-submersível 110 será capaz de prestar serviço a múltiplas cabeças de poço em águas profundas 102 sem problemas consideráveis para manter a semi-submersível 110 em uma posição absoluta. Adicionalmente, plataformas flutuantes de finalidade especial também podem ser usadas para a plataforma 104 comunicar um conjunto de árvore seca 112 com cabeças de poço submarinas.

Com referência agora às Figs. 4A-4B, um tubo ascendente de tração variável 120 de acordo com um modo de realização da presente invenção é mostrado. A Fig. 4A detalha a porção superior de tubo ascendente de tração variável 120 de uma árvore de superfície 122 sobre a plataforma flutuante para uma região de flutuação média 130,e a Fig. 4B a porção inferior se estendendo de uma região de flutuação inferior 132 para a cabeça de poço submarina 138. O tubo ascendente de tração variável 120 pode se

• ·· ♦· • · · * » « • · · « • · »·· • · ····»·· ·· ♦· »· « « • · • 1 •« · • ( construído se estendendo de uma árvore de superfície 122, para uma junta flexível 124, um anel de tração opcional 126, uma região flutuante de topo 128, a região flutuante média 130, a região flutuante de fundo 132, uma junta detensão 132. um conector de ligação 136 e para a cabeça de poço 138. O tubo ascendente de tração variável 120 pode se construído de juntas deslizantes que incluem: (a) um tubo ascendente de tubagem compreendendo uma única coluna de tubagem de produção 140A, que pode incluir também linhas de controle 144 em um umbilical 144A envolvido ao redor da tubagem 140A; (b) um único tubo ascendente de revestimento compreendendo uma coluna de revestimento 140B que aloja pelo menos uma coluna de tubagem de produção 142B e várias linhas de controle 144; (c) um tubo ascendente de revestimento duplo compreendendo uma coluna de revestimento externo 140C, revestimento interno 142C, uma ou mais colunas de tubagem de produção 142B e linhas de controle 144, ou qualquer combinação destas configurações pode se usada para vários tubos ascendentes de tração variável 120. O tubo ascendente de tração variável 120 pode incluir também um sistema de elevação artificial como, por exemplo, bombas elétricas ou hidráulicas, elevação com ás ou similar. Além disso, válvulas de gaveta cisalhante ou ouras válvulas de segurança podem ser providas próximo à conexão ao poço submarino. Sistemas artificiais de elevação e dispositivos de prevenção de explosão são bem conhecidos na técnica.

Pela seleção cuidadosa da configuração e projeto para regiões de flutuação 128, 130 e 132, o tubo ascendente de tração variável 120 pode ser posicionado em uma forma curva em S que envolve quantidades variáveis de tração por toda a sua extensão. Principalmente, tração no tubo ascendente ' de tração variável 120 será a maior na junta flexível 124 próximo à plataforma flutuante e logo abaixo de região de flutuação mais baixa 132 no j topo da região de tubulação de deslizamento inferior acima da cabeça de poço ι

138, devido ao peso do tubo ascendente de flutuação negativa pendente ¹

I ► · · * » · * · * · « « • · · · ·♦ abaixo destes pontos, A tração diminui linearmente a partir destes pontos, geralmente para ao redor de neutra na região de flutuação 128, mas, desejavelmente, permanece abaixo de zero ou positiva na cabeça de poço 138. As juntas de tensão 124, 134 são usadas para acomodar deslocamentos laterais do tubo ascendente de tração variável 120 nestas localizações de alta tração. Em todos os pontos de entremeio, a tração pode se variada pelo uso de regiões de flutuação 128, 130 e 132 e através do uso de correntes de lastro e de ponderação (não mostradas) acopladas ao ponto de acoplamento 276 e sub de alívio de tensão 278 (discutido em detalhe abaixo em relação à Fig. 23),

Com referência à Fig. 5 as regiões de flutuação para dois tubos ascendentes de tração variável diferentes 146, 148 são mostradas. O tubo ascendente de tração variável 146 está mostrado esquematicamente como uma caixa leve na qual a densidade de fluido na coluna de tubo ascendente é relativamente baixa e o peso do tubo ascendente e a coluna é, assim, menor do que o tubo ascendente de tração variável de caixa ponderada mostrado pelo item 148 representando uma densidade de fluido relativamente alta. Geralmente, na caixa ponderada, a espessura de parede e peso do tubo ascendente de tração variável 146, 148 podem ser projetados usando vários parâmetros incluindo a extensão global de tubo ascendente de tração variável 146, 148, , quanta curvatura é desejada, ou seja, o espaçamento de cabeça de poço, e as condições esperadas de pressão interna e externa.

Com referência às colunas de tubo ascendente de tração variável de caixa leve 146 e caixa ponderada 148 juntas, várias regiões de flutuação são mostradas em comum. Primeiro,uma região de tubulação lisa de topo 150 está presente na seção mais superior de tubos ascendentes 146, 148. A região de topo 150 experimenta tração quando ela se estende para baixo da plataforma flutuante localizada sobre a superfície da água. O peso da tubulação na região de topo cria esta condição tracionada. Em seguida, uma região de flutuação de fundo 152 cria condições de tração dentro das porções

inferiores 154 dos tubos ascendentes de tração variável 146, 148 se estendendo de cabeças de poço sobre o leito do mar. Particularmente, dispositivos de flutuação conhecidos por alguém experiente na técnica, mostrados esquematicamente em 156, são colocados sobre tubos ascendentes

146, 148 para contrabalançar o peso da tubulação lisa de tubos ascendentes

146, 148 e seções de bóia ascendentemente 154. Isto resulta em uma região positivamente tracionada 154 para tubos ascendentes de tração variável 146, 148.

Em seguida, regiões neutramente flutuante e transacional existem ao longo da extensão dos tubos ascendentes 146, 148, em algum ponto entre a região 150 e regiões 152, 154, devido à flutuação negativa na região 150 e flutuação positiva na região 152. Como as condições de carregamento dentro dos tubos ascendentes 146 e 148 variam de flutuação negativa a flutuação positiva, as leis da física ditam que deve haver uma porção zero ou neutramente flutuante em algum ponto entre as regiões diferentemente tracionada. Para o tubo ascendente de tração variável de caixa leve 146, a região neutra de flutuação está indicada por 158. Para o tubo ascendente de tração variável de caixa ponderada 148, a região neutra de flutuação está indicada por 160, Além disso, regiões transacionais 162, 164 existem entre a região de tração 150 e as respectivas regiões neutramente flutuantes 158, 160.

Com referência coletiva às Figs. 6-22, um processo de instalação para um conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 é ilustrado. Com referência inicialmente à Fig. 6, um conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 é mostrado sendo disposto de uma instalação de trabalho flutuante 202 para uma cabeça de poço 204 sobre o leito do mar 206. Uma embarcação de trabalho 208 está disponível à superfície 210 da água para assistir ao processo de instalação, caso necessário. Neste ponto, o tubo ascendente de tração variável 200 inclui uma junta de • · φ φ • · * ♦ · φ » « φ φ φ « tensão 212, uma extensão de tubo de deslizamento 214, e um ponto de fixação de linha de lastro 216. Com referência agora à Fig. 7, uma linha ou corda de tração 218 é conectada da embarcação de trabalho 208 ao ponto de fixação da v

linha de lastro 216. A corda 218 pode ser uma corda de linha sintética de reboque de quilha, como, por exemplo, de poliéster com 15cm de diâmetro, mas pode ser se qualquer estilo ou tipo conhecido por alguém experiente na técnica. Opcionalmente, a corda 218 pode ser construída em múltiplas seções, por exemplo, os dois segmentos 220, 222 como mostrado, tendo um conector 224 entre os segmentos adjacentes que também pode ajudar a sobrecarregar a corda 218.

Com referência agora à Fig. 8, o tubo ascendente de tração variável 200 continua a ser empregado da plataforma flutuante 202 em direção à cabeça de poço 204. Em seguida ao emprego da seção inferior da tubulação lisa 214, a região de flutuação inferior 226 é empregada. Quando a região de flutuação 226 é empregada, a corrente principal de lastro 228 é lançada da embarcação de trabalho 208. A corrente de lastro 228 pode ser, por exemplo, uma corrente ligada por cavilhas de 15cm de diâmetro, aproximadamente, 200 metros de extensão e pesando cerca de 8.200kg na água. A corrente de lastro 228 é conectada à extremidade da linha de corda

218 e serve tanto como lastro como para direcionar a posição do conjunto de tubo ascendente de tração variável 200, desviando a flutuação da seção 226 e, desse modo, possibilitando que o conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 seja afundado na posição acima da cabeça de poço 204. Em adição a prover força descendente, a corrente de lastro 228 também provê força lateral para ajudar a desloca o conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 por uma distância 7 da posição da plataforma 202 para a cabeça de poço 204. Esta deflexão lateral é realizada pela manipulação da corrente de lastro 228 e linha de corda 218 da embarcação de trabalho 208. Pelo ajuste seletivo da tração e quantidade de linha lançada, a embarcação de trabalho

208 pode ajustar a quantidade de carga lateral sobre o tubo ascendente de tração variável 200 e defletir o mesmo na forma desejada durante seu emprego.

— -------------- £kmLLjeferêncÍa agora à Fig. 9, uma corrente de lastro de ajuste fino 230 é empregada quando maior extensão de região de flutuação é empregada a partir da plataforma flutuante 202. A corrente de lastro de ajuste fino 230 pode ser, por exemplo, uma corrente cavilha da de 7,6011, de 150m de extensão e pesando 18.200k na água. Devido ao peso menor do que o da corrente de lastro principal 228, a corrente de ajuste fino 230 permite ajustes mais precisos na deflexão γ serem realizados pela embarcação de trabalho 208. Quanto mais precisamente a embarcação de trabalho 208 puder fazer o posicionamento e deflexão do conjunto de tubo ascendente de tração variável 200, menor a assistência de veículos remotamente operados (ROVs) é necessária. Além disso, embora tamanhos, pesos e extensões específicos de correntes de lastro 228, 230 sejam dados, deve ser entendido por alguém experiente na técnica que tamanhos, extensões e pesos exatos dependem da quantidade de deflexão γ necessária, a profundidade total de água atravessada, e as propriedades de construção e material do próprio conjunto de tubo ascendente de tração variável 200.

Com referência agora à Fig. 10, a instalação e emprego do conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 contínua. A medida que a seção de flutuação 226 continua a ser lançada, correntes de lastro 228 e 230 são lançadas até que 0 total de suas extensões esteja empregado, em cujo momento uma outra seção 232 de linha de corda 218 é lançada da embarcação de trabalho 208. Além disso, como visto, o ROV 234 pode ser empregado para assistir a guiar 0 conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 em direção a sua cabeça de poço alvo 204. Uma linha de comunicações 236 conecta o ROV 234 à embarcação de trabalho 208, de modo que um operador pode manipular e controlar 0 RO 234. A Fig. 10 detalha um exemplo da etapa

·· ·· «· · • · · • · · · • · ·« · · ► · · · · «« «.

na qual o peso de lastro de correntes 228 e 230 ainda está sendo lançado, enquanto mantendo a carga lateral sobre o conjunto de tubo ascendente de tração variável em um mínimo. Com referência à Fig. 11, as correntes de - lastro 228, 230 estão mostradas totalmente empregadas sobre a linha de corda 218 de modo a continuar a afundar as seções de lastro 226 mais profundamente na água.

Com referência agora à Fig. 12, uma região flutuante neutra de caixa ponderada 238 é empregada a partir da plataforma flutuante 202 acima da seção de flutuação 226. Como pode ser visto na Fig. 12A, a quantidade de linha de corda 218 lançada ou recolhida pela embarcação de trabalho 208 pode ser usada para determinar quanto peso das correntes de lastro 228, 230 atua sobre o conjunto de tubo ascendente de tração variável. Força de lastro descendente excessiva ou muito pequena sobre o conjunto de tubo ascendente 200 pode fazer com que o tubo ascendente fique muito peado ou com muita flutuação para facilitar seu emprego.

Com referência à Fig. 13, uma região neutramente flutuante de caixa leve 240 é lançada da plataforma flutuante 202. Como a região de caixa ponderada 238 empregada na Fig. 12, a região de caixa leve 240 não exige muita, se alguma, manipulação de correntes de lastro 228, 230 uma vez que as características neutramente flutuantes do revestimento não agrega peso significativo ao conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 na água.

Com referência á Fig. 14, uma região de transição de flutuação 242 é lançada da plataforma flutuante 202 enquanto o lastro 228, 230 é ajustado e mantido pela embarcação de trabalho 208. Como anteriormente, um ROV é capaz de assistir ao ajuste fino da quantidade e lastro e direcionamento do conjunto de tubo ascendente de tração variável 200. Como anteriormente, o conjunto de tubo ascendente de tração variável é ainda empregado substancialmente verticalmente a partir da plataforma flutuante, de modo que a distância γ de deflexão ainda esteja presente. Correntes »· ·♦ · « · · » · » » * »% * « » · • « · · « » * « » 4« » * * · ’ * · · · · · * · * · * • · * 4 ·· · * » • · · marinhas e outras condições afetando a instalação podem necessitar que mais de um conjunto de guias, linhas de lastro, ou navios de trabalho à superfície sejam usados durante a instalação do tubo ascendente. Um navio separado pode ser usado para emprego e operação de ROV.

Com referência agora à Fig. 15, uma extensão superior de tubulação lisa 244 é baixada da plataforma flutuante 202. Neste ponto, um segundo ROV 234B pode ser empregado para assistir ao primeiro ROV 234A na manipulação e direção do conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 e linha de lastro 218, incluindo correntes 228 e 230. Como anteriormente, o conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 é empregado a partir da plataforma flutuante 202 substancialmente vertical, sendo desviado da cabeça de poço 204 no leito do mar 206 por uma distância γ de deflexão. Na Fig. 15, o conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 é empregado de modo suficiente para que a junta de tensão e conector de cabeça de poço 212 fiquem, aproximadamente, à mesma profundidade da cabeça de poço 204, separados apenas pela distância γ de deflexão.

Com referência à Fig. 16, a transversal lateral do conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 é examinada. A embarcação de trabalho 208, pela transversal à superfície do oceano 210 e através de lançamento e recolha de modo seletivo da linha de corda 218, é capaz de carregar lateralmente o conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 para sua extremidade inferior em direção à cabeça de poço 204 no fundo do oceano. Além disso, os ROVs 234A, 23B provêem assistência ao empuxo e direcionamento para direcionar a junta de tensão 212 na extremidade do conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 para a cabeça de poço. Durante este deslocamento, a região de transição 242 de preferência, conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 começa a formar uma região curva em S 246para acomodar a sua translação lateral. A tubulação lisa 244 é lançada da plataforma flutuante 202 para acomodar, na região de transição

4 4· “ 4 « · · * * 4 * • * · · * 4 * · 4 4 4 ft 4 ·· «« 4· »

« 4 β » *

4 4 • «4

242, qualquer redução na extensão global do tubo ascendente de tração variável 200 resultante da criação da região curvada em S.

Com referência à Fig. 17, a translação lateral do conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 de uma posição sob a plataforma flutuante 202 para a cabeça de poço 204 prossegue com assistência e direção adicional de ROVs 234A, 234B, e a embarcação de trabalho 208 e linha de lastro 218 (incluindo correntes 228, 230). Quando a embarcação de trabalho 208 e ROVs 234A, 234B trabalham juntos para direcionar a junta de tensão 212 de conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 em direção à cabeça de poço 204, a curva em S começa a se estender da seção de transição 242 para as seções de caixa leve e ponderada 240, 238 para formar uma região curvada em S maior, mais graduada 248. Como anteriormente, a linha deslizante 244 é lançada da plataforma flutuante 202 distância γ de deflexão, conforme necessário, para manter a profundidade da extremidade inferior do tubo ascendente de tração variável 200.

Com referência agora à Fig. 18, com a junta de tensão 212 do conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 apropriadamente posicionada sobre a cabeça de poço 204, a seção mais de topo da tubulação lisa 244 é baixada da plataforma flutuante 202 para permitir que um conector de cabeça de poço convencional (não mostrado), como, por exemplo, um conector em forma de colar, em uma extremidade distai da junta de tensão 212 para se encaixar com um correspondente soquete no topo da cabeça de poço 204. Enquanto a tubulação lisa 244 é baixada da plataforma flutuante, os ROVs 234A, 234B, em conjunto com a embarcação de trabalho 208 e a linha de lastro 218, assistem a guiar o conector de cabeça de poço do conjunto de tubo ascendente de tração variável 200 para encaixe com a cabeça de poço 204.

Com referência agora à Fig. 19, a embarcação de trabalho 208 se posiciona sobre a cabeça de poço 204 e recolhe a linha de lastro 218 com

*♦ ·· »»« • * t · • ·» * · · * · · · · * * » « · >

*♦ ·· ·· *

♦ * ·· ·· correntes de lastro acopladas 228, 230. Enquanto os ROVs 234A, 234B monitoram a conexão da linha de lastro 218 com o conjunto de tubo ascendente de tração variável 200, a embarcação de trabalho 208 recolhe o suficiente da lmha de lastro 218 para remover o peso de correntes 228, 230 do conjunto de tubo ascendente 200. Com o peso das correntes de lastro 228, 230 removido, a seção de flutuação 226 do conjunto de tubo ascendente de tração variável fica livre para atuar sobre a seção de tubulação lisa 214 e conector de cabeça de poço 204, colocando, desse modo, a porção do conjunto de tubo ascendente de tração variável em tração, como previsto.

Com referência às Figs. 19A a 21, os ROVs 234A, 234B desconectam a linha e lastro de corda 218 com correntes acopladas 228, 230 do ponto de fixação 216, de modo que ela possa ser recuperada por um guincho montado a bordo da embarcação de trabalho 208. Com referência breve à f 22, a tração no topo da seção de tubulação lisa 244 é ajustada para seu valor final, resultando na geometria final de curva S desejada 250 para as seções 238, 240, e 242 do conjunto de tubo ascendente de tração variável 200.

Com referência às Figs. 19A a 21 novamente, os ROVs 234A, 234B podem desconectar a linha e lastro de corda 218, 220 do ponto de fixação 216 para recuperação. Altemativamente, o operador pode “estacionar” as correntes de lastro 228, 230 sobre o leito do mar 206 para simplificar a futura relocação ou recuperação do tubo ascendente 200. A necessidade de força vertical controlada aplicada ao tubo ascendente 200 até que a base do tubo ascendente 200 seja mecanicamente conectada à cabeça de poço 204 pode complicar o processo de estacionamento. Para estacionar a corrente 228 sobre o leito do mar 206, em um modo de realização, o ponto de fixação do lastro 216 pode ser abaixado ou, altemativamente, um meio para descarretilhar corda de lastro adicional 220 pode ser empregado. As correntes de lastro 228, 230 não ficam em contato com o leito do mar na completação da instalação do tubo ascendente devido à altura do ponto de fixação 216 em relação ao leito do mar 206. A corrente 228 pode, simplesmente, ser baixada até o leito do mar 206, permanecendo acoplada no ponto de fixação 216, se uma força variável continuamente aplicada ao tubo ascendente 200 no ponto de fixação da corrente de lastro 216 e qualquer efeito adverso sobre o comportamento in situ do tubo ascendente 200 por toda sua vida operacional puder ser tolerado. Ajustar a extensão global da corda de fixação 220 de modo que a corrente 228 possa ser baixada até o leito do mar 206 sem resultar em uma força variável é também uma opção caso um processo simples de instalação não seja exigido.

Como ilustrado nas Figs. 35 a 40, componentes e etapas adicionais podem ser usados para estacionar a corrente de lastro 228. A extensão e o peso da linha de corda de fixação de lastro 220 e corrente de lastro 228 são selecionados de modo que a instalação e emprego do tubo ascendente de tração variável 200 possam ser realizados substancialmente como descrito acima com respeito às Figs. 6-18. Neste modo de realização, a linha de corda 220 pode ser uma corda de fixação de lastro de peso leve.

Próximo ao final do processo de instalação, e com referência agora à Fig. 35, a corda de fixação de lastro leve 220 é acoplada ao ponto de fixação 216 sobre o tubo ascendente 200 logo abaixo do módulo de flutuação

226. A corrente 228 é mostrada em sua típica configuração de catenária; na extremidade superior da corrente 228 há uma componente H de força horizontal que pode mover a base do tubo ascendente 200 lateralmente, e uma componente vertical descendente Wl. A força Wl, combinada com a força vertical W2 do peso de lastro adicionado ou peso agregado 229 na base do tubo ascendente 200, pode desviar o efeito dos módulos de flutuação 226, 238, 240 acima do ponto de fixação 216. O resultado é que, a qualquer instante, a base do tubo ascendente 200 pode ser mantida nas coordenadas desejadas.

Com referência agora à Fig. 36, o tubo ascendente 200 está ♦· ·*·· « · • · ·

mostrado imediatamente antes de fazer a conexão final à cabeça de poço 204, e a curva em S no tubo ascendente 200 é agora pronunciada. A “curva em catenária” da corrente de lastro 228 pode estar a centenas ou milhares de yjjo metros acima do leito do mar 206. Após a conexão final ser feita, o processo para estacionar a corrente 228 sobre o leito do mar 206 neste modo de realização pode começar, e é iniciado elo abaixamento do ponto de fixação 216 (ou descarretilhando a corda de acoplamento leve 220). Se o ponto de fixação 220 for abaixado apenas uma centena ou milhares de metros, deve ser tomado cuidado para evitar que a corrente de lastro 228 contate a cabeça de poço 204 ou tubo ascendente de tração variável 200 quando a corrente de lastro 228 for desconectada da corda 218.

Com referência agora à Fig. 37, o ponto de conexão 216 pode ser abaixado do ponto A para o ponto B ao longo do tubo ascendente 200, permitindo que a curva de catenária da corrente 228 se apoie no leito do mar

206. Neste ponto, se o topo da corda de fixação de lastro 220 for abaixada ou descarretilhada, deve ser tomado cuidado para que a corrente de lastro 228 não fique em contato com a cabeça de poço 204, como ilustrado pela linha de arco G.

Com referência agora às Figs. 38-40, através de uma combinação de descarretilhamento adicional de corda de fixação de lastro 220, ou abaixamento adicional do ponto de fixação de lastro 216, e movimentação do navio de instalação 208, a corrente de lastro 228 pode ser movida para longe da cabeça de poço 204. A distância que a corrente 228 é movida pode ser suficiente para que a extremidade da corrente 228 evite o contato com a cabeça de poço 204. O ponto de fixação de lastro 216 pode ser adicionalmente abaixado (ou a corda 220 descarretilhada) de modo que a extremidade da corrente de lastro 228 seja colocada sobre o leito do mar 206 e a corda de fixação de lastro 220 fique frouxa. Corda suficiente 218 pode ser descarretilhada do navio de instalação 208 para que toda a corrente 228 se • * · apóie sobre o leito do mar 206. A extremidade de fundo da corda de instalação 218 pode ser destacada e recuperada,o sistema de instalação travado no lugar, e qualquer dispositivo externo usado durante a instalação do tubo ascendente 200 pode ser removido. O tubo ascendente 200 pode agora se mover não impedido pela corda de fixação de instalação 220 ou corrente de lastro 228, e a corrente de lastro 228 é convenientemente estacionada para uso futuro quando movendo ou recuperando o tubo ascendente de tração variável 200.

Com referência agora à Fig. 23, um conjunto de tubo ascendente de tração variável instalado 260 é mais claramente visível. O conjunto de tubo ascendente de tração variável 260 se estende ascendentemente de um conjunto de cabeça de poço 262. O conjunto de cabeça de poço 262 se estende da linha de lama 264 sobre o leito do mar e inclui um conector 266. O tubo ascendente de tração variável 260 pode incluir uma junta de tensão 268 em sua extremidade inferior para conexão ao conjunto de cabeça de poço 262, Opcionalmente, um peso de lastro 270 pode ser localizado a uma extremidade distai da junta de tensão 268 para assistir no assentamento do conjunto de tubo ascendente de tração variável sobre a cabeça de poço 262. Estendendo-se ascendentemente da junta de tensão 268, o tubo ascendente de tração variável 260 pode incluir uma região de fundo de seções de tubos de deslizamento 272 conectadas uma a outra por conexões de tubos 274. O tubo ascendente de tração variável 260 pode incluir um ponto de conexão de olhai 276 onde uma linha de tração pode ser acoplada. Subs de alívio de tensão 278 podem ser localizados acima e abaixo do ponto de conexão 276 para impedir dano ao conjunto de tubo ascendente de tração variável 260 quando cargas forem aplicadas. Além disso, a região de flutuação mais inferior 280 do conjunto de tubo ascendente de tração variável 260 pode ser localizada acima do ponto de conexão 276 e subs de alívio de tensão 278. A região de flutuação 280 pode ser construída como uma coluna ·· ·· • · · · • · · • ··· • · «··· ··

Γ · · · » · · , • · de juntas de tubos com membro de bóia acoplados 282 conhecidos por alguém experiente na técnica.

Estendendo-se do ponto de conexão 276, um conjunto de linha do-lastro-e traçãoJ284 Á acoplado. O conjunto de linha de lastro e tração 284 pode incluir seções de linha sintética 286, 288, uma corrente principal de lastro ponderada 290, e uma corrente de lastro leve, de ajuste fino 292. As seções de linha sintética 286 podem, convenientemente, ser construídas como uma corda de poliéster de 15cm de diâmetro, mas pode ser de qualquer estilo ou tipo conhecido por alguém experiente na técnica. Corrente de lastro φ 10 principal ponderada 290 é convenientemente construída como uma corrente cavilhada de 15cm, aproximadamente, 200m de extensão e pesando cerca de 82.000kg na água. A corrente de lastro de ajuste fino 292 é convenientemente construída como uma corrente cavilhada de 7,6cm, aproximadamente, 150m de extensão e pesando 18.200kg na água.

Com referência agora à Fig. 24, ura tubo ascendente de tração %

variável 300 se estende de uma plataforma flutuante 302 para uma cabeça de ’ * poço submarina 304. Uma embarcação de trabalho 306 assiste na instalação do tubo ascendente 300 suprindo um par de linhas de tração e controle 308,

310. A linha de controle de peso 308, tipicamente, contrabalança qualquer flutuação no tubo ascendente de tração variável 300 enquanto ele é distribuído a partir da plataforma flutuante 302 pelo emprego de linha de corda e várias correntes de lastro como descrito acima. A linha de controle anular 310 ajuda a manipular a extremidade de conexão do tubo ascendente de tração variável 300 para que ele case apropriadamente com um conector de ligação (não mostrado de cabeça de poço 304). Opcionalmente, a linha de controle angular j

310 pode ser suplementada ou substituída por um ou mais ROVs submarinos I para ajudar a guiar o tubo ascendente de tração variável 300. ,

Além disso, exemplos de várias profundidades e geometrias ₍ são aparentes na Fig. 24. Embora os números mostrados sejam representativos

• ·· de um modo de realização da presente invenção, elementos não são de modo algum limitativos. Profundidades maiores ou mais rasas para o tubo ascendente de tração variável 300 são viáveis e as geometrias específicas para cada instalação são exclusivasi e dependem de uma variedade de fatores.

Particularmente, a cabeça de poço 304 está mostrada a uma profundidade de 2.440m de água e deslocada 1.220m em relação à plataforma 302. Para esta instalação particular, a linha de controle de peso 308 é localizada acima de uma extremidade distai do tubo ascendente de tração variável 300. Embora os limites absolutos de modos de realização da presente invenção não sejam conhecidos, é esperado que profundidades de água de 1.525 a 3.050 metros sejam facilmente viáveis com desvios de cabeça de poço de até, ou, mesmo maiores do que a profundidade vertical. Por exemplo, para um grupo de cabeças de poço submarinos de 3.050m de profundidade, modos de realização da presente invenção podem ser usados para unir múltiplas cabeças de poço submarinas a uma única plataforma flutuante, provido que a cabeça de poço mais distante da plataforma flutuante esteja a 1.525m ou mais perto para um desvio de 50%. Em outros modos de realização, onde o desvio é igual à profundidade vertical, para um grupo de cabeças de poço submarinas de 3.050m de profundidade, modos de realização da presente invenção podem ser usados para unir múltiplas cabeças de poço submarinas a uma única plataforma flutuante onde a cabeça de poço mais distante da plataforma flutuante pode estar a 3.050m ou mais.

Com referência coletivamente às Figs. 25 e 26, uma junta de tensão afunilada 320 e um conector de cabeça de poço 322 para um tubo ascendente de tração variável são mostrados.A junta de tensão afunilada 320 pode ser construída para permitir um dobramento e deflexão de um tubo ascendente de tração variável. Dependendo da localização da cabeça de poço, a junta de tensão afunilada 320 pode ser construída como um membro précurvado, reduzindo, desse modo, mais ainda a quantidade de tensão • · • · · * * * . ··:

>··· ·« • · * · • · 4 4 >·· ·· •β» experimentada pela junta de tensão aíunilada 320 quando o conjunto de tubo ascendente de tração variável for deslocado. A Fig. 25 detalha uma junta de tensão afunilada 322 que é curvada com um raio suave de, aproximadamente, 3Om a uma distância de, aproximadamente. 5,2m acima de um conector de cabeça de poço 322. O raio suave,mostrado como exemplo apenas e não com a intenção de limitar qualquer modo de realização da presente invenção a uma geometria particular, é usado para que a tensão possa ser removida do conector de cabeça de poço 322 enquanto ainda permitindo a passagem de ferramentas relativamente rígidas e equipamento de manutenção. Em seguida à porção de raio curvada, o restante do conjunto de tubo ascendente de tração variável é mostrado defletido contrariamente à cabeça de poço, a um ângulo representativo de, aproximadamente, 15° com a vertical. Com referência agora à Fig. 26, o conjunto de cabeça de poço 324 inclui conector de cabeça de poço 322 disposto em uma extremidade distai 326 do tubo ascendente de tração variável e um conector de ligação de cabeça de poço 328. O conector de cabeça de poço 322 é projetado para encaixar o conector de ligação de cabeça de poço 328 para formar uma conexão rígida, vedada, para facilitar a comunicação (hidráulica, elétrica, mecânica etc.) entre o tubo ascendente de tração variável e a cabeça de poço. Embora um projeto específico para o conjunto de cabeça de poço 324 seja mostrado, deve ser entendido por alguém experiente na técnica que vários projetos futuros e atuais para cabeça de poço 342 e seus componentes podem ser usados sem se afastar do espírito dos modos de realização da presente invenção.

Como ilustrado na Fig. 41, a conexão do tubo ascendente à cabeça de poço ou a uma válvula de isolamento manual localizada no topo do sistema de cabeça de poço também pode incluir peso de lastro 329 ou equipamento como uma unidade de linha de lama 330, que pode limitar ou impedir liberações indesejáveis de hidrocarboneto devido a falha de equipamento a jusante. O peso de lastro 329 pode diminuir ou eliminar a

4 «

«4 *

4 4

necessidade de correntes de lastro conectadas ao tubo ascendente, exigindo o uso de corda guia apenas para direcionar ou guiar o tubo ascendente durante a colocação. A junta de tensão 320 pode ser conectada à unidade de linha de lama 330 tendo válvulas mestres superior e inferior 332, 334, válvula de interligação 336, válvula mestre anular 338, válvula lateral 340, sensor de pressão anular 342, sensor de pressão-temperatura de linha de produção 344, válvulas de injeção de produto químico (não mostradas) etc. A unidade de linha de lama 330 pode ser conectada a um carretei de tubagem e suspensor de tubulação 346 acoplado à cabeça de poço 348. A unidade de linha de lama 330 também pode incluir conexões elétricas, cabo guia volante hidráulico ou uma chapa J umbilical 350, provendo acesso ao anulo, para permitir a injeção de produto químico, ou para cooperar com válvulas de segurança de subsuperficie controladas da superfície (não mostradas). A proteção de liberação obtida pelo uso de unidade de linha de lama 330 pode possibilitar que o tubo ascendente seja um tubo ascendente de tubagem, eliminando a necessidade de instalação de tubulação-em-tubulação, diminuindo adicionalmente custos de instalação. Um operador pode executar operações menores de intervenção através da unidade de linha de lama 330. Operações maiores de intervenção podem ser executadas pela relocação do tubo ascendente e unidade de linha de lama para um tronco de estacionamento. Alternatívamente, o tubo ascendente pode ser relocado para um tronco de estacionamento, e a unidade de linha de lama pode ser recuperada antes das operações de intervenção. A unidade de linha de lama pode ser configurada para incluir bombas de recalque, o que pode aumentar o custo-efetivo do desenvolvimento de reservas de óleo ultra-profundas. Uma bomba submersível elétrica distribuída por tubulação enrolada (CTDESP) também pode ser usada para poços em águas profundas e ultra-profundas. Uma CTDESP lançada em um poço submarino através do tubo ascendente de tração variável da presente invenção pode permitir baixo custo de manutenção da bomba submersível elétrica

(ESP) uma vez que a ESP pode ser recuperada através do tubo ascendente de tração variável para a superfície, para manutenção.

Com referência à Fig. 27, o conjunto de tubo ascendente de teção variável 400 se estende da plataforma flutuante 402 para uma cabeça de poço submarina (não mostrada). A plataforma flutuante 402 pode incluir pontões de flutuação 404 e uma árvore seca 406. A árvore seca 406 inclui as válvulas e controles necessários para controlar e prestar serviços à cabeça de poço submarina na extremidade do tubo ascendente de tração variável 400. O tubo ascendente de tração variável 400 difere de outros modos de realização ilustrados da presente invenção pelo fato da extremidade mais superior 408 do tubo ascendente de tração variável 400 ser terminada no pontão 404 da plataforma flutuante 402 em vez de em uma as 406. O tubo ascendente de tração variável 400 pode, assim, incluir uma conexão de carretei curvada 410 para conectar a árvore seca 404 com a extremidade superior do tubo ascendente de tração variável 400 terminada no pontão 406. O benefício de terminar o tubo ascendente 400 no pontão 406 é o fato de um desvio 412 em relação ao entro da plataforma 402 poder ser criado. O desvio 412 é benéfico pelo fato de ajudar a mitigar o potencial de contato de tubo ascendente-comtubo ascendente quando múltiplos tubos ascendentes são ligados à instalação de produção flutuante.

Com referência breve à Fig. 27B, o conjunto de tubo ascendente de tração variável 400 é visível ao longo de toda sua extensão da plataforma 402 até a cabeça de poço 414. O tubo ascendente de tração variável 400 inclui uma região de curva em S 416 e é terminado no pontão 404 com a conexão de carretei 410 à árvore seca 406. Em contraste, a Fig. 27A mostra um conjunto de tubo ascendente de tração variável 420 dos modos de realização anteriores, por meio do que o tubo ascendente 420 se estende da cabeça de poço 414 para a árvore seca sem o uso de uma terminação no pontão 404 ou uma conexão de carretei 410. Além disso, um

• φ

outro tubo ascendente de tração variável alternativo 430 é mostrado na Fig. 27C, onde o tubo ascendente variável 430 termina no pontão 404 com uma conexão de carretei 410 fazendo a conexão à árvore seca 406. Entretanto, o tubo ascendente de tração variável 430 inclui uma seção curva adicional 432 se estendendo do pontão 404 até imediatamente abaixo da plataforma 402. Esta seção curvada adicional 432 ajuda a reduzir qualquer tensão que possa resultar da terminação do tubo ascendente de tração variável 430 no pontão 404 da plataforma 402.

Com referência à Fig. 28, um sistema de gerenciamento de poço submarino alternativo 500 pode incluir uma pluralidade de cabeças de poço submarinas 502 conectadas a uma plataforma flutuante 504 através de uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável 506 através de uma profundidade de água D. Os tubos ascendentes de tração variável 506 podem incluir regiões de flutuação neutra 508. As cabeças de poço 502 estão localizadas dentro de um agrupamento caracterizado pelo diâmetro Δ. Entretanto, o sistema de gerenciamento de poço 500 inclui também um conjunto de anel espaçador 510 localizado em uma extremidade inferior da região de tubulação lisa superior 512 dos tubos ascendentes de tração variável 506. Embora mostrado esquematicamente como um anel circular, o conjunto de anel espaçador 510 pode ser construído como um projeto de geometria ou forma rígida 514 conectando cada tubo ascendente de tração variável 506 ao anel 510. Munhões axiais 514 operam para permitir movimentação axial relativa entre tubos ascendentes 506 e anel 510. Pelo uso do anel espaçador 510, alguma movimentação e conformidade de tubos ascendentes 506 é permitida enquanto ainda mantendo o espaçamento radial de cada tubo ascendente 506. O objetivo do anel espaçador 510 é manter o espaçamento entre os tubos ascendentes de tração variável 506 durante todo o carregamento antecipado e condições de turbulência.

Com referência ligeiramente à Fig. 29, um outro modos de

• · *♦ • · > »·♦ • · 1 • · 4 ·· ··

realização alternativo para um sistema de gerenciamento de poço submarino 550 é mostrado. Como o sistema de gerenciamento 500 da Fig. 28, o sistema de gerenciamento 550 da Fig. 29 inclui uma pluralidade de anéis espaçadores

- 552,554, 556 para manter o espaçamento entre os tubos ascendentes de tração variável adjacentes 506. Este arranjo 550 é projetado para manter o espaçamento de tubos ascendentes 506 ao longo de uma seção mais extensa 560 de seu comprimento.

Com referência agora à Fig. 30, um outro modos de realização alternativo para um sistema de gerenciamento de poço submarino 600 é mostrado. O sistema de gerenciamento de poço submarino 600 pode incluir uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável 606 se estendendo de um grupo Δ de cabeças de poço submarinas602 para uma plataforma flutuante 604. Os tubos ascendentes de tração variável 606 podem incluir regiões de flutuação neutras 608 para formar uma curva S para toma os tubos ascendentes de tração variável 606 mais conformáveis ao longo de sua extensão. O sistema de gerenciamento de poço submarino 600 inclui adicionalmente uma pluralidade de linhas de âncora 610 se estendendo de cada tubo ascendente de tração variável 606 até o leito do mar. As linhas de âncora 610 reduzem o carregamento horizontal sobre as cabeças de poço 602 e podem possibilitar agrupamentos Δ de maior diâmetro entre as cabeças de poço 602.

Um outro modo de realização da presente invenção poderia incluir, para um cenário de desvio de poço próximo ao campo, termina tubos ascendentes de tração variável nas molas de suporte sobre o convés de uma plataforma flutuante ou instalação de produção. Por conseguinte, tração não seria aplicada aos tubos ascendentes diretamente se não para suportar as cargas diretas da suspensão dos próprios tubos ascendentes. Os suportes de mola de convés seriam projetados para reduzir carregamento de freqüência de onda sobre os tubos ascendentes de tração variável que resultariam em • · φ φ φ φ • ♦ φ ·

♦ φ φ

• φ * φ φ • φ

movimentos do navio de produção ou plataforma flutuante sofrendo ação de ondas.

Com referência à Fig. 31, um outro modo de realização alternativo para um sistema de gerenciamento de poço submarino 650 é mostrado. O sistema de gerenciamento de poço submarino 650 pode incluir uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável 656 se estendendo de uma pluralidade de cabeças de poço submarinas 652 para uma plataforma flutuante 654. Os membros de ligação 660 estão mostrados ligando tubos ascendentes de tração variável adjacentes 656 um ao outro para manter o espaçamento entre eles e para impedir desvio das condições antecipadas de carregamento. Os membros de ligação 650 podem ser flexíveis ou rígidos.

Com referência à Fig. 32, um outro modos de realização alternativo para um sistema de gerenciamento de poço submarino 700 é mostrado. O sistema de gerenciamento de poço submarino 700 pode incluir uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável 706 se estendendo de cabeças de poço submarinas (não mostrado) para uma plataforma flutuante 704. A plataforma flutuante 704 inclui conjuntos de pontões 710A. 710B dos quais todos os tubos ascendentes de tração variável 706 se estendem. Como mostrado na Fig. 32, todos os tubos ascendentes de tração variável 706 podem se estender de um único conjunto de pontões 710A sobre um lado da plataforma flutuante 704. Esta configuração pode se mostrar benéfica pelo fato de permitir um arranjo menos agrupado para a plataforma flutuante 704 e pelo fato da plataforma flutuante poder ser configurada para minimizar movimentos de condições de carregamento antecipadas em uma única extremidade. Além disso, com os tubos ascendentes 706 terminados no nível de pontão 710A, a necessidade de lastro de água a ser portado pela plataforma flutuante 704 pode ser reduzida.

Com referência à Fig. 33, um modo de realização combinado de um sistema de gerenciamento de poço submarino 750 é mostrado. O ♦ tf ·· tf · · • · tf • tf · tf · tf

• tf tf	···	• · » ·	• tf · · tf tf tf
tf tf	tf	» »·	• tf tf	tf tf
• tf	tf	* ♦« ·	tf · tf
tf « tf	«	* · · *	tf tf ·
	tf	• · · ·	• «tf ·
	tf « tf	♦ · ··	tf « tf tf	* *

···· sistema 750 inclui uma pluralidade de tubos ascendentes de tração variável 756 conectando cabeças de poço submarinas 752 a uma plataforma flutuante 754. A cabeça de poço submarina 752 está mostrada localizada a uma profundidade D e a um desvio lateral γ em relação à plataforma 754. A profundidade D pode variar de 300 a 4.570m ou mais, desejavelmente de 1.220 a 3.050m de profundidade de água, com desvio γ sendo, tipicamente, menor ou igual à metade da profundidade D. Entretanto, a ligação opcional 760, pontos de fixação 762, e juntas de tensão 764, 766 são mostrados. A corda de ligação ou ponderada 760 é opcionalmente usada para conecta tubos ascendentes de tração variável adjacentes 756 um ao outro, para impedir deslocamento excessivo. O ponto de fixação 762 é, desejavelmente, usado para acoplar linhas de lastro e correntes (por exemplo, 218, 228 e 230 das Figs. 7-21) ao tubo ascendente de tração variável 756 durante instalação. Juntas de tensão 764, 766 são opcionalmente instaladas em extremidades próximas e distai do tubo ascendente de tração variável 756 para reduzir a grandeza de tensões de dobramento sobre o tubo ascendente 756. A junta de tensão inferior pode ser de um projeto curvado e afunilado para permitir maior flexibilidade no arranjo de cabeças de poço 752 sobre o leito do mar e a junta de tensão superior 766 pode ser de qualquer tipo, incluindo tipos de quilha ou curvadas, conhecidos na técnica para melhorar o comportamento do sistema 750.

Com referência fmalmente à Fig 34, uma comparação de um sistema de gerenciamento de poço submarino de árvore seca tradicional 800 com um sistema de gerenciamento de poço aperfeiçoado de acordo com a presente invenção 820 é mostrada. O sistema de gerenciamento de poço tradicional 800 necessitava do emprego de uma plataforma posicionada mais estavelmente, como a plataforma de perna de tração (TLP), ou a plataforma de vergôntea 802 mostradas. Os tubos ascendentes 806 se estendendo das cabeças de poço submarinas 807 na linha de lama 809 acima de um

* · · reservatório 808 a ser explorado ou produzido eram enfeixados juntos. Isto geralmente exigia completação no reservatório 808 via poços inclinados 812 e/ou poços horizontais ou parcialmente horizontais 814, que são menos direcionalmente precisos, mais caros, e nem sempre viáveis dependendo das características da formação.

Em contraste, o sistema de gerenciamento de poço aperfeiçoado 820 usa tubos ascendentes de tração variável 826 para investigar o reservatório 808, permitindo, desse modo, uma colocação mais espalhada de cabeças de poço 824 mo mesmo. Além disso, devido ao sistema 820 ser menos restritivo à movimentação de tubos ascendentes 826, plataformas menos rigidamente posicionadas 822 podem ser usadas. Particularmente, semi-submersíveis e outras plataformas de produção flutuantes que não sejam capazes da estabilidade posicionai das plataformas de pema de tração ou vergôntea podem ser usadas e uma colocação mais ampla de cabeças de poço 824 dentro do reservatório é possível. Isto permite que os poços 826 sejam perfurados mais próximos à vertical, com maior precisão direcional e menor custo. O benefício é particularmente significativo em comparação com poços do tipo de zona rasa 814 previamente completados via perfuração parcialmente horizontal.

Um outro modo de realização do sistema de tubo ascendente de tração variável da presente invenção, instalado de uma amaneira similar à descrita acima em relação às Figs. 6-21, está ilustrado nas Figs. 42-46. Neste modo de realização, o tubo ascendente de tração variável pode, similarmente, conter uma junta de tensão 212, um comprimento desejado de tubulação lisa inferior P3, , um comprimento desejado de tubulação lisa superior Pl, e um ponto de fixação de linha de lastro 216. Um segmento de tubulação flutuante MB pode ser instalado acima do ponto de fixação de linha de lastro 216. A tubulação flutuante MB pode ser conectada a uma seção de flutuação variável VB, que pode ser uma série de segmentos, única ou múltiplas juntas de

• · • * 1 * ·

» tubulação, tendo uma flutuação variável. Como ilustrado, por exemplo, a seção de flutuação variável pode consistir de 14 segmentos VB1 - VB14, *

onde VB1 pode ter a menor flutuação e VB14 pode ter a maior flutuação, mas ser menos flutuante do que o segmento MB.

A tubulação lisa P2 pode ser conectada a VB1 e a segmentos de tubulações ponderadas W1 e W2, que são instalados abaixo da tubulação lisa superior Pl. W1 pode ter peso maior do que W2. P@ pode prover transição entre o segmento ponderado W2 e o primeiro segmento flutuado

VB1.

A Tabela 1 ilustra diversas características chave de um modo de realização do tubo ascendente ponderado e flutuado da presente invenção e de seu hardware. O comprimento e diâmetro dos segmentos de tubo ascendente, a espessura do peso ou flutuação adicionada ao segmento, e mudança de massa fracionária são apresentados nas últimas três colunas à direita. Para cada fluido operacional, o tubo ascendente é neutramente flutuante no meio da seção de flutuação afunilada (VB7 ou VB8).

Tabela 1 Detalhes de segmento para um modo de realização do tubo ascendente ponderado

Nome do segmento		Comp. m(ft)	IDde flutuação ou de peso, cm (pol)	Espessura de flutuação ou de peso, cm (pol)	Peso unitário na água kg/m (lb/ft)	Mudança de massa fracionária⁴
					Leve¹	Médio²	Ponderad o^J
Tubulação lisa superior, em fiada	Pl	1691,6 (5550)	27 (10,625)	2,54 (1,0)	6,97 (50,3)	7,28 (52,6)	8,91 (64,3)	0,000
Segmento 1 ponderado	W1	57,6 089)	27 (10,625)	5,1 (2,0)	39,51 (282,9)	39,51 (285,3)	41,12 (296,8)	2,302
Segmento 2 ponderado	W2	57,6 (189)	27 (10,625)	2,03 (0,8)	18,44 (133,1)	18,76 (135,4)	20,38 (147,1)	0,479
Tubulação lisa de transição	P2	57,6 (189)	27 (10,625)	0,0 (0,0)	6,68 (48,2)	7,00 (50,5)	8,60 (62,1)	0,521
Flutuação variável 1	VB1	19,2 (63)	27 (10,625)	5,1 (2,0)	4,39 (31,7)	4,71 (34,0)	6,31 (45,6)	0,208
Flutuação variável 2	VB2	19,2 (63)	27 (10,625)	6,35 (2,5)	3,70 (26,7)	4,01 (29,0)	5,64 (40,7)	0,052
Flutuação variável 3	VB3	19,2 (63)	27 (10,625)	7,87 íãd)	2,83 -	3,13	4,75 (34,3)	0,063
Flutuação variável 4	VB4	19,2 (63)	27 (10,625)	9,14 (3,6)	2,34 (16,9)	2,66 (19,2)	4,26 (30,8)	0,071
Flutuação variável 5	VB5	19,2 (63)	27 (10,625)	10,67 (4,2)	1,41 (10,2)	1,71 (12,4)	3,34 (24,1)	0,067

> ·» » « · · • · · « · • · · « · « • · · · • · · · · · ·

Flutuação variável 6	VBó	19,2 (63)	27 (10,625)	Í2,19 (4,8)	0,42 (3,0)	0,73 (5,3)	2.34 (16,9)	0,067
Flutuação variável 7	VB7	19,2 (63)	27 (10,625)	13,97 (5.5)	-0,83 (-6,0)	-0,51 (-3,7)	1,11 (8,0)	0,078
Flutuação variável 8	VB8	19,2 (63)	27 (10,625)	15,75 (6,2)	-2,15 (-15,5)	-1,83 (-13,2)	-0,22 (-1,6)	0,077
Flutuação variável 9	VB9	19,2 (63)	27 (10,625)	17,53 (6,9)	-3,56 (-25,7)	-3,24 (-23,4)	-1,62 (-11,7)	0,076
Flutuação variável 10	0	-- 19,2 —	-----27-	19,3	-5 Õ4	-4.72	' -3,Í1
(63)	(10,625)	(7,6)	(-36,4)	(-34,1)	(-22,5)	-------0,075--------
Flutuação variável 11	VB1 1	19,2 (63)	27 (10,625)	V⁸ .<&)	-6,61 (-47,7)	-6,30 (-45,5)	-4,68 (-33,8)	0,073
Flutuação variável 12	VB1 2	19,2 (63)	27 (10,625)	24,13 (9,5)	-9,50 (-68,6)	-9,19 C-S6.3)	-7,57 . (-54,7)	0,126
Flutuação variável 13	VB1 3	19,2 (63)	27 (10,625)	27,94 (11,0)	-13,45 (-97,1)	-13,13 (-94,8)	-11,52 (-83,2)	0,153
Flutuação variável 14	VB1 4	57,6 (189)	27 (10,625)	33,02 (13,0)	-19,31 (-139,4)	-18,99 (-137,1)	-17,39 (-125,5)	0,197
Segmento de flutuação máxima	MB	57,6 (189)	27 (10,625)	50,8 (20,0)	-45,17 (-326,0)	-44,85 (-323,7)	-43,22 (-312,0)	0,724
Tubulação lisa de fundo	P3	230,4 (756)	27 (10,625)	0,0 (0,0)	6,67 (48,2)	7,00 (50,5)	8,59 (62,1)	0,843
Tubulação afunilada	TP	7,3 (24)	27 (10,625)

1. Tubulação carregada com fluido operacional de densidade mais leve

2. Tubulação carregada com fluido operacional de densidade média

3. Tubulação carregada de fluido de densidade de controle de poço (lama).

4. Mudança de massa fracionária = [Mi - (com tubulação carregada de fluido de densidade de controle de poço (lama).

Os dois segmentos ponderados W1 e W2 podem ser localizados pelo menos a meio caminho tubo ascendente abaixo. Os segmentos podem ser ponderados por peso adicional externo pelo seu enfaixamento com meias-cana de aço, pelo revestimento da tubulação, ou métodos similares. A ponderação usada pode ter um peso por comprimento unitário de diversas vezes o peso por comprimento unitário do tubo liso usado no tubo ascendente, por exemplo, 5 ou mais vezes o peso por comprimento unitário da tubulação lisa. O peso pode ser acoplado à tubulação lisa de uma maneira que não aumente o dobramento ou rigidez axial da tubulação. São duas as finalidades dos segmentos ponderados: primeiro, ajudar a manter a metade de topo do tubo ascendente tão próximo à vertical quanto possível; segundo, ajudar a amortecer a transmissão de ondas compressivas da região de topo da tubulação lisa para a região de flutuação do tubo ascendente. A manutenção da metade de topo do tubo ascendente tão próximo à vertical quanto possível maximiza a separação horizontal entre as duas extremidades ·· ·· • · .

• · · • · · • · ··· ·· • · ··« ·· ·* ···· * · · · « · ·· · * • · ·. · .

.......

·· ·· ·· « da região de flutuação, aumentando a conformidade do tubo ascendente.

O segmento de máxima flutuação MB e os dois segmentos de \í flutuação afunilados VB13, VB14 podem ser localizados acima da seção de

- — tubulação de fundo P3. A finalidade desses segmentos de flutuação é ajudar a manter a parte de fundo do tubo ascendente tão próximo à vertical quanto possível. Isto pode proteger o fundo do tubo ascendente contra sobreflexão, e também contribuir para a maximização da separação horizontal entre as duas extremidades da região de flutuação. A Fig. 47 ilustra a mudança na configuração da tubulação para um tubo ascendente ponderado e flutuado acoplado a um navio em posições DISTANTE e PRÓXIMA, ilustrando como as seções ponderadas e flutuadas ajudam a manter as seções de tubulação superior e inferior PI e P3 tão próximo à vertical quanto possível neste modo de realização.

Em certos modos de realização, tubulação lisa significa tubulação simples ou tubulação com isolamento (nenhuma ponderação ou flutuabilidade adicional). Ajustar a flutuação da tubulação lisa inferior P3, como através de flutuação, pode afetar as tensões e faixas de tensões dinâmicas durante a operação do tubo ascendente. Em certos modos de realização, a tubulação lisa inferior P3 pode ser positivamente flutuante. Em outros modos de realização, a tubulação lisa inferior P3 pode ser negativamente flutuante.

Tubos ascendentes podem ser projetados com regiões substancialmente longas de tubulação que são neutramente flutuantes, como ilustrado na Tabela 1 acima e Tabela 2 abaixo. Na configuração selecionada para os tubos ascendentes da Tabela 3, o comprimento total da região neutramente flutuante é curto, da ordem de 60m em oposição a 300m ou mais em outros projetos. Isto pode simplificar o projeto do tubo ascendente, reduzir tensões estáticas, e aumentar a resposta dinâmica do tubo ascendente.

A transição da região de máxima flutuação MB para a seção

4

» 4 · • * 1 · 4«

44 ponderada W1 é difícil de ser analisada numericamente. Como resultado, cada junta de tubo ascendente na região de flutuação pode ter sua própria flutuação total, especificamente selecionada, determinada com base em tentativa e erro.

com base na minimização da maior mudança na massa fracionária por comprimento unitário entre duas juntas quaisquer. Esta minimização é desejável devido à quantidade pela qual uma onda (de qualquer tipo) é refletida em uma descontinuidade no meio de transmissão depender da discrepância de impedância nesta descontinuidade. No caso de tubos ascendentes, a discrepância de impedância pode estar relacionada diretamente à mudança na massa. Embora possa haver uma descontinuidade na mudança de massa fracionária no início do segmento ponderado Wl, isto não parece causar tensão desfavorável.

A resposta dinâmica de tubos ascendentes com segmentos de flutuação relativamente longos está apresentada por meio de exemplo. A Tabela 2 mostra comprimentos de segmentos para um exemplo de tubo ascendente de tração variável tendo segmentos flutuados individuais relativamente longos. Os segmentos são tais que as flutuações totais de cada um toma a tubulação neutramente flutuante na água para valores do fluido operacional iguais aos casos de fluido operacional mais leve, médio, e mais ponderado e de controle. Os segmentos inferiores remanescentes podem ter flutuações que provêem finalmente uma apropriada tração de fundo ao tubo ascendente.

Tabela 2. Comprimento de segmento para uma configuração de tubo 25 ascendente de tração variável sem Segmentos Ponderados._

Nome do segmento	Comprimento do segmento (pés)	Comprimento do segmento (metros)
Deslizante de topo	4055	1236
Flutuação Variável 1	315	96
Flutuação Variável 2	315	96
Flutuação Variável 3	315	96
Flutuação Variável 4	315	96
Flutuação Variável 5	315	96

·· 44

4 «

4 4 * 4 44 • 4

4 4 4 4

Flutuação Variável 6	315	96
Flutuação Variável 7	315	96
Flutuação Variável 8	315	96
Flutuação Variável 9	315	96
Máxima flutuação	693	211
Lisa de fundo	1008	308
Seção de junta afunilada 4 (topo) ~	- 8----------------	------- 2A----------
Seção de junta afunilada 3	8	2,4
Seção de junta afunilada 2	8	2,4
Seção de junta afunilada 1 (fundo)	8	2,4

Usando a configuração de tubo ascendente e comprimentos especificados na Tabela 2, uma plotagem da variação em faixa de tensão de von Mises (MPa) com comprimento de arco (m) do topo do tubo ascendente para a configuração foi gerada e está apresentada na Fig. 48. Embora as tensões sejam aceitáveis, há uma grande quantidade de ruído na variação de tensões dinâmicas. O ruído se estende sobre uma região de cerca de 600m de comprimento. A tração efetiva em função do comprimento de arco está também apresentada na Fig. 48. Compressão dinâmica ocorre sobre uma região de cerca de 1525m de comprimento (compressão ocorre onde a tração efetiva é negativa). A compressão é indesejável e pode exigir o uso de juntas especiais que tenham sido projetadas para tal compressão.

A redução de ruído e compressão pode ser obtida pela diminuição do comprimento de segmentos flutuados individuais, e pode ser adicionalmente reduzida com segmentos ponderados. A resposta dinâmica para tubos ascendentes com e sem segmentos ponderados e tendo segmentos de flutuação mais curtos está apresentada por meio de exemplo. A Tabela 3 mostra exemplos de comprimentos de segmentos para dois tubos ascendentes, um com ponderação e outro sem. As únicas diferenças entre os tubos ascendentes são o fato de no segundo tubo ascendente duas das três seções de tubulação lisa de fundo terem sido ponderadas, e o comprimento do deslizante de topo ter sido modificado para atingir o mesmo ângulo máximo de 60° em relação à vertical, para um cenário onde o navio de produção está desviado de 76m em direção à localização distante e o tubo ascendente está carregado de

• · · • a a a • > «	»* » * · » « • · • · a a ·	·· ···♦ • · · ♦ * · • ·
	«a · a «	• * * ·
	·· « · ·	·· ««	a a >

**· *

♦ · fluido da mais leve densidade. Em outros modos de realização, pelo menos uma porção do tubo ascendente pode ter um desvio mínimo da vertical de 40 VP graus.

--------Tabela 3. Comprimentos de segmentos para Tubos ascendentes, com e sem

5__Segmentos Ponderados

Tubo ascendente sem peso		Tubo ascendente com peso
Segmento	Comprimento (m)	(ft)	Segmento	Comprimento (m)	(ft)
Liso de topo	1681	5515	Liso de topo	1687	5515
Liso de topo, continuação	57,6	189	Ponderado 1	57,6	189
Liso de topo, continuação	57,6	189	Ponderado 2	57,6	189
Liso de topo, continuação	57,6	189	Segmento de transição	57,6	189
Flutuação variável 1	19,2	63	Flutuação variável 1	19,2	63
Flutuação variável 2	19,2	63	Flutuação variável 2	19,2	63
Flutuação variável 3	19,2	63	Flutuação variável 3	19,2	63
Flutuação variável 4	19,2	63	Flutuação variável 4	19,2	63
Flutuação variável 5	19,2	63	Flutuação variável 5	19,2	63
Flutuação variável 6	19,2	63	Flutuação variável 6	19,2	63
Flutuação variável 7	19,2	63	Flutuação variável 7	19,2	63
Flutuação variável 8	19,2	63	Flutuação variável 8	19,2	63
Flutuação variável 9	19,2	63	Flutuação variável 9	19,2	63
Flutuação variável 10	19,2	63	Flutuação variável 10	19,2	63
Flutuação variável 11	19,2	63	Flutuação variável 11	19,2	63
Flutuação variável 12	19,2	63	Flutuação variável 12	19,2	63
Flutuação variável 13	19,2	189	Flutuação variável 13	19,2	189
Flutuação variável 14	19,2	189	Flutuação variável 14	19,2	189

• * « • · ·· ·	»» • « • · * ♦ 1 4	·· »· ··· • · « · ··· · · 4 ; ♦ · ♦ · · · · · ·	V 4
	* « · » t	·* ·· ·»	• > 1

···

Flutuação máxima	153,6	504	Flutuação máxima	153,6	504
Lisa de fundo	230,4	756	Lisa de fundo	230,4	756 6
Junta afunilada 4 (topo)	1,8	6		1,8
3	1.8 ____________	6	Junta afunilada 3	1,8	6
Junta afunilada 2	1,8		Junta afunilada 2	1,8	6
Junta afunilada 1 (fundo)	1,8	6	Junta afunilada 1 (fundo)	1,8	6

Usando os comprimentos acima, as variações em faixa de tensão de von Mises e faixa de tração efetiva foram calculadas. As Figs. 49 e 50 comparam as tensões de von Mises e tração efetiva para os tubos ascendentes com e sem pesos, respectívamente. Com pesos, a amplitude do ruído na região flutuante é significativamente reduzida, e a região de compressão foi reduzida de, aproximadamente, 1.525m sem pesos para, aproximadamente, 600 com pesos. A faixa sobre a qual o ruído ocorre é também reduzida por uma distância de cerca de 300m.

Um benefício obtido da configuração de tubo ascendente com e sem pesos pode ser um aumento no tempo de fadiga. O aumento de tempo de fadiga pode ser estimado, e é grosseiramente proporcional ao cubo da relação de faixa de tensão [tempo de fadiga “A” / tempo de fadiga “B”) = (faixa de tensão “B” / faixa de tensão “A”)³]. Por exemplo, o tubo ascendente da Tabela 1 e Fig. 48 tem uma faixa de tensão na região curvada de cerca de

200MPa; o tubo ascendente ponderado e flutuante da Tabele 2 e Fig. 49 tem uma faixa de tensão na região curvada de cerca de 130MPa. Por conseguinte, o tempo de fadiga da região curvada do tubo ascendente ponderado e flutuado é, aproximadamente, igual a (200/130)³ ou 3,6 vezes o tempo de fadiga da região curvada da configuração de tubo ascendente da Tabela 1. Tração maior no tubo ascendente ponderado pode ajudar também a reduzir o dano por fadiga devido a movimentos de vórtice induzido nas correntes oceânicas.

Um outro benefício obtido do tubo ascendente ponderado e ‘ ·· ·· ·«· • · · » · •»· » * · • · · » · · flutuante pode ser um aumento no espaçamento necessário entre tubos \ i ascendentes onde são conectados à plataforma ou pontão. Para muitas plataformas de produção, a produção de hidrocarbonetos ocorre sobre um

-----------4ado da plataforma, limitando, desse modo, o espaço disponível para tubos ascendentes se conectarem ao navio e, desse modo, o número de poços que uma única plataforma pode processa. A Fig. 51 ilustra uma vista plana vista de cima do anel de pontão 360 e armação de guia de tubo ascendente 362 utilizando espaçamento de 4,6m de centro-a-centro entre tubos ascendentes 364. Os 300m de topo de um tubo ascendente 364 são, tipicamente, onde o contato entre tubos ascendentes vizinhos pode ocorrer, normalmente um resultado de correntes submarinas. Os segmentos ponderados podem adicionar tração descendente à seção de topo dos tubos ascendentes 364, diminuindo a quantidade de oscilação causada por ondas ou correntes submersas. Utilizando o tubo ascendente peado e flutuante como descrito aqui, o espaçamento centro-a-centro de tubos ascendentes adjacentes 364 pode ser diminuído para cerca de 2 a 12m. Defensas longitudinais, especialmente defensas resilientes ou elastoméricas, podem ser usadas em conjunto com o tubo ascendente ponderado e flutuante para impedir vibrações laterais, absorver uma porção de energia em qualquer impacto, e permitir ainda um menor espaçamento.

Como ilustrado na Fig. 51, os tubos ascendentes 364 são conectados ao anel de pontão 360 em uma posição protegida, no interior do pontão 360, ajudando, assim, a proteger a parte superior de cada tubo ascendente 364 contra o contato indesejado com navios atracando ou se deslocando próximo à plataforma. Tubulação 366 para importação e exportação de água SCRs 368 pode ser localizada sobre a porção externa do anel de pontão.

A maneira pela qual os tubos ascendentes 364 são acoplados à plataforma de produção ou anel de pontão 360 pode afetar também as tensões • · · · · · · ·· ... ·» ·» .. .,, * · · · · · · • » · ···· * • · · ·· *· • · ·· ·· · ··· ·· · «· *· dinâmicas na junta de quilha 370, guia de quilha 372, e tubo ascendente 364. Como ilustrado na Fig. 52, guias articuladas abertas ou fechadas 372 podem ser usadas para localizar um tubo ascendente 364 ao longo da quilha do pontão ou plataforma de produção 360. Uma guia articulada aberta ou fechada

372 com vão não-zero provê uma conexão simples de baixo custo, mas pode resultar em maiores tensões dinâmicas devido ao vão entre o tubo ascendente 364 e a guia 370.

Uma guia de vão zero 375, como ilustrada na Fig. 53, também pode ser usada para conectar o tubo ascendente 364 a uma quilha. Guias de vão zero 375 podem incluir mancais rotativos 376 e mancais lineares 377 para reduzir tensões dinâmicas. Outros componentes de uma guia de vão zero incluem guia de quilha 378, um anel de encaixe rápido 379, alojamentos interno e externo 380, e luva de tubo ascendente 381. O uso de múltiplas guias 375 para conectar o tubo ascendente 364 à quilha 360 também pode reduzir as tensões dinâmicas (carga de fletimento) no tubo ascendente 364, como ilustrado na Fig. 54. Uma junta de tensão dupla 370 pode ser usada para conectar o tubo ascendente 364 às guias 375.

Uma outra opção para conectar o tubo ascendente 364 à quilha 360 inclui uma guia de quilha aberta 392 como ilustrada nas Figs. 56-58. Guia de quilha aberta de vão zero 392 pode incluir membro de suporte de quilha

393 terminando em suporte de tubo ascendente tipo anel em C 394. Ilhó 395, instalado sobre o tubo ascendente 364, tendo um elemento elastomérico 396 é localizado em uma extremidade superior do tubo ascendente 364. O ilhó 395 é localizado ao longo do tubo ascendente 364 e colocado na guia de quilha aberta 392 pela elevação ligeiramente do tubo ascendente enquanto o ilhó 395 é baixado para a guia de quilha aberta 392, como mostrado pela seta 399 na Fig. 58. Elementos elastoméricos 396, 398 sobre o ilhó 395 e/ou o anel em C

394 podem reduzir as tensões dinâmicas no ponto de fixação.

Em toda a descrição acima, foram feitas referências a seções

• * · ♦ « · · « « » • ·♦····· ·« de tubulação flutuantes. Flutuação permanente instalada na plataforma de produção pode exigir lastro significativo durante o processo de instalação de tubo ascendente para afundar e instalar o tubo ascendente sobre a cabeça de poço. Com referência à Fig.. 59. uma bóia de ar 450 ou uma série de cilindros de ar 450 colocados ao redor ou envolvendo um tubo ascendente 451 podem reduzir a necessidade de lastro durante instalação. Por exemplo, uma seção de tubo ascendente 451 pode ser equipada com cilindros 450 na plataforma de produção, onde os cilindros 450 não estão pressurizados, ou estão carregados com água do mar 452. Em seguida à instalação do tubo ascendente, como descrito acima, gás pressurizado 453 pode se adicionado aos cilindros 450, gerando a desejada flutuação dentro da seção de tubulação e deslocando qualquer água do mar adicionada 452 dos cilindros. Múltiplos cilindros 450 podem ser enlaçados com tubos imersos 454, permitindo que um único ponto de adição de gás pressurizado carregue múltiplos cilindros 450.

Um sistema de acesso diretor de árvore úmida típico da técnica anterior 1000 está ilustrado nas Figs. 60 e 61. Uma linha de fluxo 1002 pode se estender ao longo do leito do mar para distante de um poço submarino ou distribuidor 1004 para terminações de extremidade de linha de fluxo (FLETs) ou terminações de extremidade de linha de tubulação (PLETs) 1006 com tubos. ascendentes de aço de catenária (SCRs) 1008 se estendendo dos plataformas 1006 de volta para a plataforma de produção hospedeira 1010. A plataforma de produção 1010 pode incluir linhas de produção 1012, amarração 1014 e umbilicais 1015. A distância de ligação “X” pode variar de diversas centenas de metros a dezenas de quilômetros, dependendo da flexibilidade (espessura e diâmetro) da tubulação SCR e profundidade da água, dentre outros. Os SCRs 1008 são, tipicamente, tubo-em-tubo com isolamento, adicionando ao custo de instalação devido à distância de travessia dos SCRs 1008. Os distribuidores 1004 são, ffeqüentemente, agrupados em um centro de perfuração sob a instalação de produção flutuante 1010, de

• φ ♦ • · 1 * Φ 4 • · Φ Φ·· • * ·

Φ · Φ • * · • Φ · Φ • · · ·

Φ Φ Φ 9 9 · • * ♦ · • · 9 Φ· • * * Φ 9 Φ · 9 · Φ φ · modo que a manutenção do furo de poço possa ser executada através de tubo ascendente de intervenção em poço a partir da plataforma de produção hospedeira 1010. Conectores 1012 da tubulação 1002 para os plataformas 1006 e das árvores úmidas de cabeça de poço 1016 para o distribuidor 1004 podem causar congestionamento sobre o leito do mar, como ilustrado na Fig. 61. Adicionalmente, tubulação flexível é, freqüentemente, exigida em um sistema de árvore úmida 1000.

Os tubos ascendentes de tração variável da presente invenção e como descrito acima podem também ser vantajosamente adaptados a sistemas de árvore úmida. Com referência agora à Fig. 62, uma seção de tubulação 1015 ao longo do leito do mar 1016 pode conectar o distribuidor 1018 à PLET 1020. Um tubo ascendente conformável 1022 da presente invenção pode conectar-se diretamente à PLET 1020, ligando a PLET 1020 à plataforma de produção 1024, e evitando os conectores associados ao conectar as PLETs

1006 utilizadas com SCRs, como pode ser visto pela comparação da Fig. 60 com a Fig. 62.

Como ilustrado nas Figs. 63 e 64, os tubos ascendentes de tração variável da presente invenção podem ser, vantajosamente, usados com uma torre de perfuração, torre de intervenção em poço ou uma plataforma tendo ambas as possibilidades de intervenção e produção. Poços submarinos 1110 tendo uma árvore úmida permitindo acesso à produção e intervenção em poço podem ser conectados a distribuidores submarinos 1112 tendo uma linha de fluxo conectada a plataformas 1114. Tubos ascendentes de produção 1116 podem conectar PLETs 1114 à plataforma amarada 1118, exportando produtos através de linhas de exportação 1119. Tubos ascendentes de produção 1116 podem ser SCRs, como ilustrado, ou podem ser tubos ascendentes de tração variável da presente invenção , como descrito acima. Umbilical 1122 podem se comunicar com poços 1110.

Tubos ascendentes de intervenção de tração variável 1120 «

• •4 · · « « · 4 · 4 • * 4 4 · 4 • · 4 · · 4 • * · 4 «4 podem ser usados pra a cessar e intervir em um poço 1110. Devido às características do tubo ascendente de tração variável conforme descrito acima, após a intervenção em um primeiro poço 1110, um tubo ascendente de intervenção de tração variável 1120_pode ser relocado sobre poços adicionais

1110 para intervenção, caso necessário. O reposicionamento do tubo ascendente de intervenção de tração variável 1120 pode ser executado usando uma linha ponderada 1124 acoplada a um navio de superfície (não mostrado) e a um ponto de conexão sobre o tubo ascendente, similar ao descrito acima em relação à instalação de tubo ascendente. Muitas vezes, grandes diferenças no desvio de poços 1110 em relação à plataforma 1118 podem ser encontradas, caso necessário, mais de um tubo ascendente de intervenção de tração variável 1120 pode ser usado para prestar serviços a poços 1110, abrangendo, desse modo, um grande número de poços que podem ser reparados usando um número mínimo de tubos ascendentes de intervenção de tração variável 1120. Desse modo, cada tubo ascendente de intervenção em poço 1120 ode prestar serviços a poços dentro de uma faixa de desvio adequada para uso com o tubo ascendente de intervenção de tração variável 1120. Por exemplo, o tubo ascendente de tração variável 1120^a pode trabalhar dentro de uma faixa de desvio 1125; o tubo ascendente de tração variável

1120B pode trabalhar dentro de uma faixa de desvio 1126.

O uso de tubos ascendentes de intervenção de tração variável em conjunto com distribuidores submarinos e árvores úmidas pode oferecer benefícios significativos para alguns campos de produção. DE modo mais importante, o número de tubos ascendentes pode ser minimizado enquanto mantendo acesso a intervenção em poços de árvore úmida sobre uma grande área. Trabalhos do tipo de reperfuração e recompletação podem ainda precisar de uma unidade de perfuração fora-da-costa móvel separada, como é típico em sistemas atuais de árvore úmida.

Vantagens do tubo ascendente da presente invenção podem ·* ···· incluir a minimização de curvaturas extremas, tensões, e faixas de tensões dinâmicas incorridas na construção e operação de tubos ascendentes. Diversas vantagens podem ser obtidas pela utilização do sistema de tubo ascendente de tração variável da presente invenção com um sistema de árvore úmida. Diversas PLETs e conectores podem ser eliminados, e o comprimento total do tubo ascendente pode ser diminuído, diminuindo tanto os custos de material como de instalação. A sensibilidade do sistema de árvore úmida a condições do solo do leito do mar pode ser diminuída pelo movimento reduzido no ponto de contato. Cargas verticais sobre o casco da instalação de produção podem ser reduzidas, facilitando a amarração pela inibição de cargas de desequilíbrio do tubo ascendente. Perdas termais podem ser reduzidas pelo uso de uma seção mais curta de tubulação, permitindo uma redução em exigências de isolamento e menores incidências de problemas de produção associados a quedas de temperaturas de gás ou fluido no tubo ascendente. O uso de aço de alta resistência e conectores rosqueados e acoplados (T&C) pode ser possibilitado, excluindo a necessidade de tubulação flexível e reduzindo a sensibilidade do sistema a movimento do navio que pode induzir dano por fadiga. Outras vantagens obtidas pela utilização do sistema de tubo ascendente de tração variável da presente invenção também podem ser obtidas, mas não são enumeradas aqui.

Numerosos modos de realização e suas alternativas foram revelados. Embora a revelação acima inclua a crença no melhor modo e executar a invenção, como contemplada pelos inventores, nem todas as alternativas possíveis foram reveladas. Por esta razão, o escopo e limitação da presente invenção não estão restritos à revelação acima, mas, em vez disso, devem ser definidos e interpretados pelas reivindicações anexas.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) para conectar uma cabeça de poço submarina (102), uma terminação de extremidade de linha de fluxo submarina (FLET) ou uma terminação de extremidade de linha

5 de tubulação submarina (PLET) a uma plataforma flutuante (104), compreendendo:

uma região negativamente flutuante, uma região ponderada, uma região flutuante variável terminando em uma região positivamente flutuante, e uma região vertical tracionada;

10 onde as regiões negativamente flutuantes e ponderadas ficam dependuradas abaixo da plataforma;

onde a região ponderada fica intermediária às regiões negativamente e flutuantes variáveis;

onde a região flutuante variável fica locahzada entre as regiões 15 ponderada e flutuante variáveis;

onde a região flutuante variável fica locahzada entre as regiões ponderadas e tracionadas verticais;

onde a região positivamente flutuante fica posicionada para criar tração positiva na região vertical tracionada; e,

20 onde a região vertical tracionada é conectada à FLET, PLET, ou cabeça de poço; e, um conduto de comunicações para permitir comunicações da plataforma flutuante (104) a um furo de poço da cabeça de poço submarina (102), FLET, ou PLET,

25 caracterizado pelo fato de que o tubo ascendente de tração variável (106, 364) é conectado a uma junta de quilha (370) guiada com uma guia de quilha (372) conectada à extremidade distai da plataforma flutuante (104).
2. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo

Petição 870170058604, de 14/08/2017, pág. 6/6 com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a guia de quilha (372) é selecionada de uma guia aberta com vão não-zero, uma guia aberta com vão zero; uma guia fechada articulada com vão não-zero, uma guia fechada articulada com vão zero, ou uma combinação das mesmas.

5
3. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato de compreender uma região de tubulação bsa intermediária à região ponderada e à região variavelmente flutuante.
4. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo 10 com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato da região variavelmente flutuante compreender duas ou mais seções de flutuação variável por comprimento unitário.
5. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato da região

15 variavelmente flutuante compreender uma plurabdade de distintas regiões de flutuação crescente.
6. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato da região variavelmente flutuante ser curva e incluir uma seção desviada de pelo menos

20 40 graus da vertical.
7. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato de pelo menos uma porção da região vertical tracionada ser positivamente flutuante.
8. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo 25 com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato de pelo menos uma porção da região vertical tracionada ser negativamente flutuante.
9. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato da região variavelmente flutuante compreender um segmento de máxima flutuação

Petição 870170046242, de 03/07/2017, pág. 8/16 abaixo de um ou mais segmentos de menor flutuação.
10. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato da região ponderada compreender duas ou mais seções de ponderação variável por

5 comprimento unitário.
11. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato da região variavelmente flutuante ficar a uma profundidade maior do que a metade de uma profundidade da cabeça de poço submarina (102), FLET, ou PLET sob a

10 plataforma flutuante (104).
12. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato de um desvio lateral da plataforma até a cabeça de poço, FLET, ou PLET ser menor ou igual à metade de uma profundidade da cabeça de poço submarina (102),

15 FLET, ou PLET sob a plataforma flutuante (104) e mais de um décimo da profundidade.
13. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato de um desvio lateral da plataforma até a cabeça de poço, FLET, ou PLET ser menor

20 ou igual ao dobro de uma profundidade da cabeça de poço submarina (102), FLET, ou PLET sob a plataforma flutuante (104) e mais de um décimo da profundidade.
14. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato de um

25 desvio lateral da plataforma até a cabeça de poço, FLET, ou PLET ser maior do que o dobro de uma profundidade da cabeça de poço submarina (102), FLET, ou PLET sob a plataforma flutuante (104).
15. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato de

Petição 870170046242, de 03/07/2017, pág. 9/16 compreender uma linha de âncora ou de lastro (216) se estendendo para uma amarração de leito do mar para restringir a movimentação do tubo ascendente de tração variável (106, 364).
16. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo 5 com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato de compreender um membro de bgação conectando o tubo ascendente de tração variável (106, 364) a um segundo tubo ascendente de tração variável (106, 364).
17. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo

10 com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato da região flutuante variável tracionar o tubo ascendente na conexão de cabeça de poço submarina (102), FLET, ou PLET.
18. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato da região

15 ponderada tracionar positivamente o tubo ascendente na plataforma.
19. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato da cabeça de poço submarina (102) compreender uma unidade de Unha de lama (330).
20 20. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato de compreender uma junta de tensão (320) e um peso de lastro (329) próximo à extremidade mais inferior da região vertical tracionada.
21. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo

25 com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato do tubo ascendente ser conectado à FLET ou PLET em uma conexão bvre de conectores.
22. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato do tubo

Petição 870170046242, de 03/07/2017, pág. 10/16 ascendente de tração variável (106, 364) incluir uma junta de tensão (320) próximo a uma extremidade distai da plataforma flutuante (104).
23. Tubo ascendente de tração variável (106, 364) de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato de

5 compreender uma linha de âncora ou de lastro (216) se estendendo para uma amarração no leito do mar para restringir a movimentação do tubo ascendente de tração variável (106, 364).
24. Aparelho para comunicação com uma pluralidade de poços submarinos locahzados a uma profundidade da superfície de um corpo de

10 água, caracterizado pelo fato de compreender:

uma plataforma flutuante (104) configurada para comunicação com poços submarinos; e uma pluralidade dos tubos ascendentes de tração variável como definido na reivindicação 1.

15 25. Aparelho de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato da plurahdade de poços submarinos ser distinta por um desvio máximo menor ou igual à metade da profundidade em relação à superfície do corpo de água.

26. Aparelho de acordo com a reivindicação 24, caracterizado

20 pelo fato da plurahdade de poços submarinos ser distinta por um desvio máximo menor ou igual à profundidade em relação à superfície do corpo de água.

27. Aparelho de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato da plurahdade de poços submarinos ser distinguida por um desvio
25 máximo menor ou igual ao dobro da profundidade em relação à superfície do corpo de água.
28. Aparelho de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato da plurahdade de poços submarinos ser distinguida por um desvio máximo maior do que o dobro da profundidade em relação à superfície do

Petição 870170046242, de 03/07/2017, pág. 11/16 corpo de água.
29. Aparelho de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato da plataforma flutuante (104) ser selecionada de plataformas vergôntea, plataformas de perna tracionada, plataformas submersíveis,

5 plataformas semi-submersíveis, plataformas de intervenção em poço, e navios de perfuração.
30. Aparelho de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato de um espaçamento centro-a-centro medido na plataforma entre dois tubos ascendentes de tração variável ficar entre 2 e 12 metros.

10
31. Aparelho de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato de um espaçamento centro-a-centro medido na plataforma entre dois tubos ascendentes de tração variável ser menor do que 4,9m (16 pés).
32. Aparelho de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato dos tubos ascendentes de tração variável incluírem uma junta de

15 tensão (320) curvada próximo a uma conexão com o poço submarino.
33. Aparelho de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato da junta de tensão (320) curvada ser pré-curvada.
34. Aparelho de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato dos tubos ascendentes de tração variável incluírem uma junta de

20 tensão (320) próximo a uma extremidade distai da plataforma flutuante (104).
35. Aparelho de acordo com a reivindicação 24, caracterizado adicionalmente pelo fato de compreender um anel espaçador fazendo uma conexão entre as regiões negativamente flutuantes dos tubos ascendentes de tração variável para restringir a movimentação lateral relativa e permitir

25 movimentação axial dos tubos ascendentes de tração variável.
36. Aparelho de acordo com a reivindicação 24, caracterizado adicionalmente pelo fato de compreender Unhas de âncora conectando os tubos ascendentes de tração variável a uma amarração no leito do mar para restringir a movimentação dos tubos ascendentes de tração variável.

Petição 870170046242, de 03/07/2017, pág. 12/16
37. Aparelho de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato dos tubos ascendentes de tração variável compreenderem tubos ascendentes de tubagem, tubos ascendentes de revestimento único, ou tubos ascendentes de revestimento duplo.

5
38. Aparelho para comunicação e intervenção em uma plurabdade de poços submarinos localizados a uma profundidade da superfície de um corpo de água, caracterizado pelo fato de compreender:

uma plataforma flutuante (104) recebendo um ou mais tubos ascendentes de produção conectados a terminações de extremidades de uma

10 Unha de tubulação (PLETs) ou terminações de extremidade de Unha de fluxo (FLETs) em comunicação fluídica com um ou mais distribuidores em comunicação fluídica com dois ou mais poços submarinos; e um tubo ascendente de intervenção descendente da plataforma flutuante (104) e conectável de modo removível a poços submarinos para

15 operações de intervenção, onde o tubo ascendente de intervenção compreende um tubo ascendente de tração variável (106, 364) como definido na reivindicação 1.
39. Aparelho de acordo com a reivindicação 38, caracterizado pelo fato de pelo menos um dos tubos ascendentes de produção ser um tubo

20 ascendente de tração variável (106, 364) compreendendo:

uma região negativamente flutuante, uma região ponderada, uma região flutuante variável em uma região positivamente flutuante, e uma região vertical tracionada;

onde as regiões negativamente flutuantes e ponderadas ficam

25 suspensas abaixo da plataforma flutuante (104);

onde a região ponderada é intermediária às regiões negativamente flutuante e variavelmente flutuante;

onde a região variavelmente flutuante fica locabzada entre as regiões ponderada e vertical tracionada;

Petição 870170046242, de 03/07/2017, pág. 13/16 onde a região positivamente flutuante é posicionada para criar tração positiva na região vertical tracionada;

onde a região vertical tracionada é conectada a uma FLET, PLET, ou cabeça de poço; e

5 um conduto de comunicações para permitir comunicações da plataforma flutuante (104) a um furo de poço da cabeça de poço submarina (102), FLET, ou PLET.
40. Aparelho de acordo com a reivindicação 38, caracterizado pelo fato de pelo menos um dos tubos ascendentes de produção ser um tubo

10 ascendente de catenária de aço.
41. Método de instalar um tubo ascendente de comunicações de uma plataforma flutuante (104) para uma cabeça de poço submarina (102), terminação de extremidade de linha de fluxo (FLET), ou uma terminação de extremidade de Unha e tubulação (PLET) conectada a uma árvore úmida de

15 uma cabeça de poço submarina (102) ou distribuidor submarino, compreendendo:

empregar um conector montado sobre uma extremidade distai de uma primeira seção bsa do tubo ascendente de comunicações;

acoplar ao tubo ascendente de comunicações uma Unha de guia 20 e de lastro a ser lançada e recolhida de um navio flutuante;

empregar uma ou mais seções flutuantes do tubo ascendente de comunicações; e, ajustar a Unha de guia e de lastro para contrabalançar qualquer flutuação positiva das seções flutuantes;

25 caracterizado pelo fato de compreender ainda:

empregar uma seção ponderada do tubo ascendente de comunicações;

empregar uma segunda seção bsa do tubo ascendente; manipular a Unha de guia e de lastro para defletir o tubo

Petição 870170046242, de 03/07/2017, pág. 14/16 ascendente de comunicações por uma distância lateral; e abaixar o tubo ascendente de comunicações para encaixar a cabeça de poço, FLET, ou PLET com o conector.
42. Método de acordo com a reivindicação 41, caracterizado 5 pelo fato da seção flutuante compreender um segmento de flutuação máxima e um ou mais segmentos de menor flutuação.
43. Método de acordo com a reivindicação 41, caracterizado pelo fato da seção ponderada compreender dois ou mais segmentos de peso variável por comprimento unitário.

10
44. Método de acordo com a reivindicação 41, caracterizado pelo fato do conector, seção flutuante, seção ponderada, e segunda seção de linha lisa serem empregados da plataforma flutuante (104), e a Unha de guia e lastro ser manipulada com o navio flutuante.
45. Método de acordo com a reivindicação 41, caracterizado

15 pelo fato da Unha de guia e lastro compreender:

uma corda de acoplamento de lastro conectando uma corrente de lastro ponderada ao conector; e uma corda de instalação conectando a corrente de lastro ponderada ao navio flutuante.

20
46. Método de acordo com a reivindicação 45, caracterizado pelo fato de compreender estacionar a corrente de lastro ponderada sobre um leito do mar próximo à cabeça de poço ou PLET.
47. Método de acordo com a reivindicação 46, caracterizado pelo fato do estacionamento compreender:

25 baixar o conector a um ponto intermediário à cabeça de poço ou PLET e à extremidade distai;

manipular a Unha de guia e lastro para depositar a corrente de lastro ponderada sobre o leito do mar sem contatar a cabeça de poço ou tubo ascendente com a corrente de lastro ponderada;

Petição 870170046242, de 03/07/2017, pág. 15/16 desconectar e recuperar a corda de instalação da corrente de lastro ponderada.
48. Método de acordo com a reivindicação 45, caracterizado pelo fato do ponto de acoplamento compreender um carretei tendo excesso de

5 corda de acoplamento de lastro e o estacionamento compreender:

descarretilhar o excesso de corda de acoplamento de lastro; manipular a linha de guia e lastro para depositar a corrente de lastro ponderada sobre o leito do mar sem contatar a cabeça de poço ou tubo ascendente com a corrente de lastro ponderada;

10 desconectar e recuperar a corda de instalação da corrente de lastro ponderada.

Petição 870170046242, de 03/07/2017, pág. 16/16

1/44