BRPI0911706B1

BRPI0911706B1 - Método de conexão de uma coluna de tubulação

Info

Publication number: BRPI0911706B1
Application number: BRPI0911706-7A
Authority: BR
Inventors: Jerome T. Leonard; Alizera Shirani; Rockford D. Lyle
Original assignee: Vetco Gray, Inc.
Priority date: 2008-07-28
Filing date: 2009-07-13
Publication date: 2019-07-16
Also published as: GB2476735B; WO2010014382A2; BRPI0911706B8; US8261837B2; BRPI0911706A2; US20100018716A1; MY154279A; NO343222B1; NO20110281A1; GB201101432D0; GB2476735A; WO2010014382A3

Abstract

método de conexão de uma coluna de tubulação a presente invenção refere-se, em geral, a equipamentos para a produção de petróleo e gás em alto mar e, particularmente, a um suspensor para apoiar a coluna de riser interna (17) em uma plataforma de superfície. o método de conexão de uma coluna de tubulação, se estendendo desde uma composição de cabeça de poço submarina (15) até uma composição de cabeça de poço de superfície (13) em uma plataforma, a composição de cabeça de poço de superfície tendo um ressalto de carga (29) no mesmo, o método compreende as etapas de (a) fornecer uma pluralidade de perfis sulcados (21) em uma parte superior da tubulação (39), cada perfil sendo espaçados axialmente dos outros perfis sulcados relativamente a um eixo da tubulação; (b) prender uma extremidade inferior da tubulação (39) à composição de cabeça de poço submarina (15) e puxar para cima na porção superior da tubulação (39) com um adaptador (37) para aplicar pelo menos uma tensão final à tubulação até que um dos perfis selecionados seja localizado acima de uma extremidade superior da uma composição de cabeça de poço de superfície (13); (c) anexar um anel de apoio (25) ao perfil (21) selecionado enquanto a tensão é mantida e o perfil selecionado estiver acima da extremidade superior da composição de cabeça de poço de superfície (13) depois de puxar para cima na porção superior da tubulação (39); (d) baixar o anel de apoio (25) até a composição de cabeça de poço de superfície (13) com o adaptador (37) e atracar o anel de apoio no ressalto de carga (29) para ajustar a tensão final; e (e) cortar qualquer excesso da parte superior da tubulação (39) localizada acima do anel de apoio (25).

Description

“MÉTODO DE CONEXÃO DE UMA COLUNA DE TUBULAÇÃO” Campo da Invenção

A presente invenção refere-se, em geral, a equipamentos para a produção de petróleo e gás em alto mar e, particularmente, a um suspensor 5 para apoiar a coluna de riser interna em uma plataforma de superfície.

Antecedentes da Invenção

Uma técnica de produção de poço marítimo inclui uma plataforma localizada acima do nível do mar. A plataforma possui uma composição de cabeça de poço de superfície e uma coluna de tubulação que se estende de 10 uma composição de cabeça de poço submarina à composição de cabeça de poço de superfície. A canalização de produção para o fluxo do fluido do poço é suspensa na composição de cabeça de poço de superfície e estende-se através da tubulação para dentro do poço. A coluna de tubulação pode compreender uma coluna de riser interna que é baixada através da coluna de 15 riser externo estendendo-se entre as composições de cabeça de poço submarina e de superfície. Um vedante veda entre a tubulação e o furo da composição de cabeça de poço de superfície.

Durante a instalação da coluna de tubulação, sua extremidade inferior será primeiramente apoiada na composição de cabeça de poço 20 submarina, então a extremidade superior é pendida no ressalto de carga no revestimento da cabeça de poço de superfície. Preferencialmente, a tubulação é apoiada sob tensão. A tubulação é tipicamente revestida e pode ter aproximadamente 9 a 12 metros em comprimento, assim é improvável que a composição de coluna do revestimento convencional teria o comprimento 25 correto para estender-se entre a composição de cabeça de poço em um nível de tensão desejado. As articulações do revestimento superior poderíam ser modificadas por outras de diferentes comprimentos, mas este método leva tempo. Uma variedade de métodos e dispositivos é conhecida por realizar este tipo de instalação, mas melhoramentos são desejáveis.

Descrição da Invenção

Neste método, uma pluralidade de perfis sulcados é localizada na porção superior da tubulação. Cada perfil é separado axialmente do outro. O operador prende a extremidade inferior da tubulação à composição de cabeça de poço submarina e puxa para cima na parte superior da tubulação para aplicar tensão à tubulação até que é o perfil selecionado seja localizado acima do ressalto de carga fornecido na composição de cabeça de poço de superfície. O operador anexa o anel de apoio ao perfil selecionado, então atraca o anel de apoio no ressalto de carga. O operador corta qualquer parte de excesso da parte superior da tubulação localizada acima do anel de apoio. O vedante é instalado entre a parte superior da tubulação e a composição de cabeça de poço de superfície.

Na realização preferencial, cada perfil compreende uma forma de rosca externa. Uma forma de rosca interna é localizada no anel de apoio e engata a forma de rosca interna com as formas de linhas externas. As roscas casadas permitem que o operador gire o anel de apoio relativo à parte superior da tubulação para posicionar o anel de apoio a um ponto desejado na parte superior da tubulação.

Preferencialmente, o operador temporariamente cessa a elevação quando uma tensão selecionada é atingida. Então, o operador retoma a elevação para o incremento de sobretensão maior que a distância do ressalto de carga ao aro da composição de cabeça de poço de superfície. O operador seleciona o perfil que está acima e o mais próximo do aro depois da sobretensão como àquela aplicada para anexar o anel de apoio. Ele posiciona o anel de apoio de modo que a superfície de engate do anel de apoio esteja a uma distância do ressalto de carga igual a do comprimento do incremento de sobretensão. Ele então baixa a porção superior da tubulação a uma distância substancialmente igual a do comprimento do incremento.

Na realização preferencial, o anel de apoio é dividido em segmentos e fixado em volta dos sulcos selecionados. Cortar a parte de excesso da parte superior da tubulação pode resultar em alguns dos perfis que 5 estão na porção de excesso que foi cortada. Alguns dos perfis podem estar localizados abaixo do anel de apoio depois da instalação.

O riser externo pode estender-se entre a composição de cabeça de poço submarina e a composição de cabeça de poço de superfície. A coluna de tubulação pode compreender um riser interno baixado através do riser externo.

Breve Descrição dos Desenhos

A figura 1 é a vista seccional parcial ilustrando o suspensor de mandril ajustável de acordo com a presente invenção em uma posição instalada.

A figura 2 é uma vista do suspensor de mandril da figura 1 15 mostrado sendo baixado no riser externo.

A figura 3 ilustra o operador puxando para cima o suspensor de mandril depois engatando a ligação de apoio na extremidade inferior do riser interno à composição de cabeça de poço submarina.

A figura 4 mostra o suspensor do mandril sendo baixado em 20 atracamento de engate na cabeça de revestimento depois de tensionar o riser interno.

A figura 5 é uma vista similar a figura 4, mas mostrando a extremidade superior do suspensor do mandril cortada em preparação para receber um vedante e um carretei de tubulação.

A figura 6 é uma vista do suspensor do mandril depois do vedante ser instalado e antes de instalar o carretei de tubulação.

Descrição de Realizações da Invenção

A figura 1 ilustra um riser (coluna ou tubo de ascensão) externo que possui uma composição de cabeça de poço de superfície ou membro 13 em sua extremidade superior, referida na presente inveção como a cabeça de revestimento. A cabeça de revestimento 13 é um membro tubular que é apoiado em uma plataforma de produção de superfície (não mostrada). A extremidade inferior do riser externo 11 é fixada no fundo do mar em uma composição de cabeça de poço submarina 15. A coluna de tubulação compreendendo uma coluna de riser interna 17 é suspesa sob tensão entre a cabeça de revestimento 13 e parte da composição de cabeça de poço submarina 15. A coluna do riser interno 17 é concentricamente localizada dentro do riser externo 11.

O mandril 19 serve como parte do mecanismo do suspensor para a coluna do riser interno 17 e faz parte da porção superior da coluna do riser interno 17. O mandril 19 possui vários perfis sulcados 21 formados em seu exterior. Perfis preferenciais 21 compreendem conjuntos de roscas externas. Como exemplo, perfis 21a, 21b, 21c, 21d, 21e e 21f são ilustrados na figura 1, mas o número poderia variar. Cada perfil 21 está axialmente separado dos perfis de carga adjacentes 21 por uma superfície de vedação cilíndrica lisa 23. Neste exemplo, o comprimento axial de cada perfil de carga 21 é aproximadamente o mesmo conforme cada superfície de vedação 23. Por exemplo, o comprimento do axial de cada perfil de carga e cada superfície de vedação 23 podem ser em torno de 15 a 30 centímetros em comprimento axial, mas outras dimensões podem funcionar também. Também, não é necessário que cada superfície de vedação 23 e cada perfil de carga 21 sejam das mesmas dimensões axiais. Preferencialmente, a forma de rosca de cada perfil de carga 21 é a mesma, mas não é necessário que cada forma de rosca tenha o mesmo comprimento axial.

O anel de apoio de separação 25 possui roscas em seu diâmetro interno que combinam com as roscas do perfil de carga 21. No exemplo mostrado, o anel de apoio 25 está mostrado em engate com o perfil de carga 21 e. O anel de apoio 25 é preferencialmente feito de dois segmentos semicirculares que são fixados juntos, como por um ou mais parafusos 27. O anel de apoio de separação 25 atraca e é apoiado por um ressalto de carga 29 na cabeça de revestimento 13. O anel de apoio de separação 25 apoia o mandril 19 e a coluna do riser interno 17 em uma quantidade desejada de tensão.

Outro membro de cabeça de poço 31, assim como o carretei de tubulação, está mostrado montado no aro 38 da cabeça de revestimento 13 por 10 um conector 33. O carretei de tubulação 31 tem um furo dentro dela que possui um perfil (não mostrado) para apoiar um suspensor de tubulação e uma coluna de tubulação (não mostrado) que se estende através do riser interno 17.

Um anel de vedação 35 está mostrado em engate com uma das superfícies de vedação 23 e em engate com um perfil superior 36 na cabeça de 15 revestimento 13 localizada no aro 38 da cabeça de revestimento 13. Neste exemplo, o anel de vedação 35 está engatado na superfície de vedação 23 acima do perfil de carga 21f. Opcionalmente, o comprimento de cada superfície de vedação 23 podería ser feito para exceder ligeiramente a distância do ressalto de carga 29 para o aro da cabeça de revestimento 13. Este 20 comprimento poderia garantir que uma porção adequada de uma superfície de vedação 23 está engatada pelo anel de vedação 35 quando o anel de apoio 25 é atracado no ressalto de carga 29. O anel de vedação 35 é um membro anular que neste exemplo está apoiado em um perfil da extremidade superior 36 dentro da cabeça de revestimento 13. Uma parte da extremidade inferior do 25 carretei de tubulação 31 está em contato com um lado superior do anel de vedação 35.

A figura 2 ilustra uma primeira etapa na instalação da coluna do riser interno 17. A coluna do riser interno 17 (Fig. 1) é feito com o conector da ligação de apoio (não mostrado) em sua extremidade inferior baixado através do riser externo 11. Quando o conector da ligação de apoio aproxima-se da composição de cabeça de poço submarina 15, o operador anexa o mandril 19 a extremidade superior do riser interno 17. Um adaptador 37 ou um membro absorvente de algum tipo está fixado a uma extremidade superior do mandril 19. O adaptador 37 pode ser fixado à extremidade superior de uma tubulação 39 que é baixada por um equipamento de suspensão na plataforma da superfície, assim como elevadores anexados a uma unidade de topo. Alternativamente, o adaptador 37 podería ser conectado diretamente ao equipamento de suspensão. O operador baixa a composição e prende o conector da ligação de apoio no receptáculo da ligação de apoio na composição de cabeça de poço submarina 15 (Fig. 1) para prender a extremidade inferior do riser interno 17.

O operador então levanta a tubulação 39 para aplicar tensão à coluna do riser interno 17. No nível de tensão desejado, um dos perfis de carga 21 estará ao menos parcialmente acima e o mais próximo do ressalto de carga 29. Devido ao ressalto de carga 29 estar embutido dentro da cabeça de revestimento 13, o operador pode não saber a exata posição do perfil de carga 21 mais próximo, mas o operador saberá a distância do ressalto de carga 29 para o aro da cabeça de revestimento 38. O operador pode notar a elevação de um ponto no mandril 19 quando a coluna do riser interno 17 está na tensão desejada, assim como por marcação de um risco de anotação em um ponto no mandril 19 que é nivelado com o aro da cabeça de revestimento 13. O operador então puxa para cima da coluna do riser interno 17 para um incremento ao menos igual à distância do ressalto de carga 29 ao aro 38 e suficiente para colocar ao menos um dos perfis de carga 21 em uma posição acessível, assim como o aro 38 acima, da cabeça de revestimento 13. Dependendo do comprimento da coluna do riser interno 17 (Fig. 1) e da distância da composição de cabeça de poço submarina 15 ao ressalto de carga 29, diversos perfis de carga 21 podem ser localizados acima do aro 38 da cabeça de revestimento 13 neste incremento de sobretensão. Medindo da nova posição da marcação de anotação feita para o aro 38, o operador saberá o comprimento do incremento que ele aplicou de sobretensão. O operador seleciona o perfil de carga 21 que está o mais próximo, mas acima do aro 38, enquanto na posição de sobretensão. Neste exemplo, perfil de carga 21 e foi o selecionado. Agora que o perfil de carga 21 e está acessível, o operador conecta o anel de apoio de separação 25 ao perfil de carga 21 e. O parafuso 27 10 (figura 1) vai segurar o anel de apoio de separação 25 no lugar. O operador pode girar o anel de apoio de separação 25 para cima ou para baixo no perfil de carga particular 21 e para posicionar o anel de apoio 25 na posição desejada para a tensão final desejada. A distância da superfície de engate inferior do anel de apoio 25 para o ressalto de suporte 29 enquanto nesta posição de 15 sobretensão deveria igualar o comprimento do incremento de sobretensão. Se não, o operador gira o anel de apoio de separação 25 de modo que a distância seja, aproximadamente, igual ao incremento de sobretensão.

Referindo-se a figura 4, o operador então baixa a tubulação 39 até que o anel de apoio de separação 25 atraque no ressalto de atracagem 29, 20 aliviando qualquer tensão no mandril 19 acima do anel de apoio de separação 25. A coluna do riser interno 17 e o mandril 19 abaixo do anel de apoio de separação 25 ficarão no nível de tensão desejado. A quantidade que o operador baixou a tubulação 39 deveria igualar o comprimento do incremento de sobretensão. Uma das superfícies de vedação 23 ficará localizada 25 adjacente a extremidade superior da cabeça de revestimento 13. O comprimento axial de cada perfil de carga 21 e cada superfície de vedação 23 foi selecionado de modo que quando um dos perfis de carga 21 está alinhado com a cabeça de revestimento do ressalto de carga 29, uma das superfícies de vedação 23 ficará localizada adjacente a extremidade superior do perfil 36 da cabeça de revestimento 13. Esta disposição resulta em uma superfície de vedação 23 lisa sempre sendo posicionada adjacente a extremidade superior do perfil 36, assim nenhuma usinagem adicional é necessária.

O operador então destaca o adaptador 37 e corta a extremidade superior do mandril 19 na elevação desejada, tipicamente acima da cabeça de revestimento 13, de modo a não interferir com o carretei de tubulação 31. Como mostrado na figura 6, o operador então instala o anel de vedação 35. A porção inferior externa irá engatar na extremidade superior do perfil 36 e a 10 porção de vedação interna irá vedar contra uma das superfícies de vedação 23.

Neste exemplo, veda contra a superfície de vedação 23 localizada logo acima do perfil de carga 21f. O operador então instala a cabeça de tubulação 31 (figura 1) e completa o poço de maneira convencional.

Enquanto a invenção foi mostrada em apenas uma de suas 15 formas, deve ser aparente aos técnicos no assunto, que não é limitada, mas é suscetível a várias mudanças sem abalar o escopo da invenção.

Claims

1. MÉTODO DE CONEXÃO DE UMA COLUNA DE TUBULAÇÃO, se estendendo desde uma composição de cabeça de poço submarina (15) até uma composição de cabeça de poço de superfície (13) em uma plataforma, a composição de cabeça de poço de superfície tendo um ressalto de carga (29) no mesmo, caracterizado por compreender:

(a) fornecer uma pluralidade de perfis sulcados (21) em uma parte superior da tubulação (39), cada perfil sendo espaçado axialmente dos outros perfis sulcados relativamente a um eixo da tubulação (39);

(b) prender uma extremidade inferior da tubulação (39) à composição de cabeça de poço submarina (15) e puxar para cima na porção superior da tubulação (39) com um adaptador (37) para aplicar pelo menos uma tensão final à tubulação (39) até que um dos perfis selecionados seja localizado acima de uma extremidade superior da composição de cabeça de poço de superfície (13);

(c) anexar um anel de apoio (25) ao perfil (21) selecionado enquanto a tensão é mantida e o perfil selecionado estiver acima da extremidade superior da composição de cabeça de poço de superfície (13) depois de puxar para cima na porção superior da tubulação (39);

(d) baixar o anel de apoio (25) até a composição de cabeça de poço de superfície (13) com o adaptador (37) e atracar o anel de apoio no ressalto de carga (29) para ajustar a tensão final; e (e) cortar qualquer excesso da parte superior da tubulação (39) localizada acima do anel de apoio (25).

2. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por:

a etapa (a) compreender a usinagem de uma forma de rosca externa na parte superior da tubulação (39) para cada um dos perfis, sendo que a forma de rosca compreende uma pluralidade de sulcos mais estreitamente espaçadas uns dos outros do que um distancia axial entre cada um dos perfis; e a etapa (c) compreender o fornecimento de uma forma de rosca interna no anel de apoio (25) e engatar a forma de rosca interna com uma das formas de roscas externas.

3. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pela etapa (c) compreender a rotação do anel de apoio (25) relativamente à porção superior da tubulação (39) para posicionar o anel de apoio no ponto desejado na parte superior da tubulação.

4. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela etapa (b) compreender:

cessar temporariamente a elevação quando uma tensão selecionada é atingida e marcar a elevação de um ponto no perfil superior; então retomar a elevação da tubulação (39) ao menos para um incremento maior que a distância do ressalto de carga (29) para a extremidade superior da composição de cabeça de poço de superfície (13), o perfil (21) selecionado sendo o perfil que está acima e o mais próximo à extremidade superior da composição de cabeça de poço submarina (15) depois do incremento ter sido puxado; então realizar a etapa (c) e posicionar uma superfície de engate do perfil (21) selecionado a uma distância do ressalto de carga (29) igual ao comprimento do incremento; então realizar a etapa (d) baixando a parte superior da tubulação (39) a uma distância substancialmente igual ao comprimento do incremento.

5. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo anel de apoio (25) ser separado em segmentos, e a etapa (c) compreender o posicionamento dos segmentos sobre o perfil (21) selecionado.

6. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela etapa (e) resultar em ao menos um dos perfis estando no excesso que é cortado.

7. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por:

a etapa (a) compreender a formação de uma superfície de vedação (23) entre cada dos perfis; e o método, além disso, compreende estabelecer uma vedação entre uma das superfícies de vedação e a composição de cabeça de poço de superfície (13).

8. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender prender um membro de cabeça de poço (31) à extremidade superior da composição de cabeça de poço após a etapa (c).

9. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por:

um riser externo (11) se estender entre a composição de cabeça de poço submarina (15) e a composição de cabeça de poço de superfície (13); e a etapa (a) ser realizada baixando a tubulação (39) através do riser externo (11).

10. MÉTODO DE CONEXÃO UMA COLUNA DE TUBULAÇÃO, se estendendo desde uma composição de cabeça de poço submarina (15) até uma composição de cabeça de poço de superfície (13) numa plataforma, a composição de cabeça de poço de superfície tendo um ressalto de carga (29) no mesmo, o método sendo caracterizado por compreender:

(a) fornecer uma pluralidade de perfis rosqueados em uma parte superior da tubulação (39), sendo que cada perfil (21) e axialmente separado dos outros perfis em relação a um eixo da tubulação (39), definindo superfícies vedantes entre os adjacentes dentre os perfis;

(b) prender uma extremidade inferior da tubulação (39) à composição de cabeça de poço submarina (15) e puxar para cima na porção superior da tubulação (39) com um adaptador (37) para aplicar uma tensão final à tubulação;

(c) com o adaptador (37), continuar a puxar para cima na porção superior da tubulação (39) um incremento de sobretensão da posição de tensão final, o incremento de sobretensão sendo maior que uma distância do ressalto de carga (29) para uma extremidade superior da composição de cabeça de poço submarina (15);

(d) após puxar para cima o incremento de sobre tensão e enquanto mantém a tensão no incremento de sobretensão, fixar segmentos de um anel de apoio (25) internamente rosqueado a um perfil (21) selecionado e posicionar uma superfície de engate do anel de apoio uma distância acima do ressalto de carga (29) igual ao comprimento do incremento de sobretensão;

(e) com o adaptador (37), baixar a porção superior da tubulação (39) para o comprimento do incremento de sobretensão e atracar a superfície de engate do anel de apoio (25) no ressalto de carga (29) para ajustar a tensão final;

(f) cortar qualquer porção em excesso da porção superior da tubulação (39) localizada acima do anel de apoio (25); e (g) após a superfície de engate do anel de apoio (25) ter atracado no ressalto de carga (29), ajustar um vedante acima do anel de apoio entre uma das superfícies vedantes na tubulação (39) e a composição de cabeça de poço de superfície (13).

11. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado

0'4 pela etapa (d) também compreender a rotação do anel de apoio (25) relativa à parte superior da tubulação (39) para posicionar a superfície de engate do anel de apoio (25) a uma distância acima do ressalto de carga (29) igual a um comprimento do incremento de sobretensão.

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12. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 10, também caracterizado pela etapa (d) compreender fixar os segmentos juntos.

13. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pela etapa (f) resultar em ao menos um dos perfis (21) estarem na porção em excesso que é cortada.

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14. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado por:

um riser externo (11) se estender entre a composição de cabeça de poço submarina (15) e a composição de cabeça de poço de superfície (13); e

15 a etapa (a) ser realizada baixando a tubulação (39) através do riser externo (11).