Cabezal de pozo submarino que incluye aparato de monitorización.

Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor (36) dentro de un cabezal de pozo submarino (10) que comprende medios de monitorización para monitorizar un espacio anular (52) situado debajo del suspensor (36),

estando el espacio anular (52) situado entre una superficie externa de una tubería de revestimiento interior (32) y una superficie interna de una tubería de revestimiento externo (22), comprendiendo los medios de monitorización un manguito (102) asegurable dentro del cabezal de pozo (10) en donde el manguito (102) incluye un pasaje (100) de fluido de monitorización que conecta el espacio anular (52) a una abertura de monitorización (106) situada arriba del suspensor (36)caracterizada porque la disposición de aseguramiento comprende una disposición de abrazadera para abrazar el suspensor (36) y, en la cual, la disposición de abrazadera comprende un collar (54) que tiene una superficie externamente ahusada, la disposición también incluye un componente anular (56) con una superficie internamente ahusada, el collar (54) y el componente anular (56) siendo relativamente axialmente movibles entre una primera posición en la cual la superficie ahusada del componente anular (56) no ejerce fuerza radial sobre el collar (54) y una segunda posición en la cual la superficie ahusada del componente anular (56) ejerce suficiente fuerza radial para deformar el collar (54) hacia adentro para deformar el manguito (102) hacia adentro con el fin de agarrar el suspensor (36).

Cabezal de pozo submarino que incluye aparato de monitorización.

Campo de la invención

La presente invención se refiere a un cabezal de pozo submarino que incluye aparato de monitorización, una disposición de aseguramiento que incluye aparato de monitorización para cabezal de pozo submarino y un método para monitorizar un espacio anular de un cabezal de pozo submarino.

Antecedentes de la invención

Los pozos en aguas profundos se utilizan con una frecuencia creciente para extraer hidrocarburos. Estos pozos en aguas profundas antes no se consideraban económicamente rentables. Sin embargo, la falta de campos disponibles y fácilmente accesibles ha propiciado importantes avances en la extracción de hidrocarburos mediante pozos en aguas profundas. Sin embargo, estos pozos en aguas profundas todavía tienen muchos problemas y desventajas en comparación con los pozos en aguas de poca profundidad.

En los pozos de petróleo y gas convencionales, lo convencional es tener un número de tubos concéntricos o tuberías de revestimiento. La tubería de revestimiento más exterior se asegura y se fija en el suelo y, en particular, se fija dentro del lecho del mar. Las tuberías de revestimiento interiores concéntricas son seguidamente aseguradas, cada una de ellas, dentro de la tubería de revestimiento exterior al ser aseguradas a la siguiente tubería de revestimiento exterior adyacente. Típicamente, una tubería de revestimiento incluye un suspensor en un extremo superior del mismo. El suspensor incluye un collar de resalto externo que se asienta sobre y se acopla con un resalto que sobresale interiormente en la tubería de revestimiento exterior. Por lo tanto, la tubería de revestimiento interior está efectivamente soportada en y "cuelga" de la tubería de revestimiento externo. Una vez posicionado en el resalto, es posible suministrar cemento en el espacio anular definido entre la superficie exterior de la tubería de revestimiento interior y la superficie interior de la tubería de revestimiento externa. Con esto se adhiere la tubería de revestimiento interior a la tubería de revestimiento externa. La tubería de revestimiento externa puede tener una válvula de retorno operable mediante un Vehículo Operado a Distancia situado en o adyacente a la tubería de lodo. A medida que el cemento es bombeado hacia abajo en el interior del espaciamiento anular el exceso de cemento puede egresar a través de la válvula.

Un pozo típico incluirá varias tuberías de revestimiento concéntricas. Por ejemplo, la tubería de revestimiento externa puede ser cementada a una primera tubería de revestimiento interior que puede soportar una segunda tubería de revestimiento interior que puede soportar una tercera tubería de revestimiento interior, etc. Se apreciará que es relativamente fácil extraer el exceso de cemento entre la tubería de revestimiento externa y la primera tubería de revestimiento interior del pozo a través de una válvula situada en la tubería de lodo en la tubería de revestimiento externa. Sin embargo, se hace cada vez más difícil de extraer simplemente el exceso de cemento entre las sucesivas tuberías de revestimientos interiores, aunque manteniendo la integridad del cabezal de pozo submarino.

Además, es preferible tener las tuberías de revestimiento interiores concéntricas trabadas en su posición de manera tal que la tubería de revestimiento no sea izada hacia arriba por cualquier exceso de presión o fuerza producida en el espacio anular que la rodea. Tales conectores de traba en posición pueden ser relativamente difíciles de operar y de manipular ya que los conectores de bloqueo en posición están situados a una gran distancia con respecto a la superficie. Por otra parte, tales disposiciones de bloqueo en posición pueden ser complejas y es posible que no provean ninguna carga axial sobre la sarta de revestimiento.

Los sistemas de la técnica anterior pueden incluir múltiples componentes, incluyendo componentes de sellado anulares para crear el sello necesario, componentes de bloqueo para bloquear una sarta de revestimiento de pozo contra un movimiento hacia abajo y también componentes de bloqueo para bloquear la sarta de revestimientos de pozo contra un movimiento hacia arriba. Cada uno de estos componentes requiere una activación o accionamiento que sólo puede producirse mientras están situados en un nivel profundo del mar. Por consiguiente, estos múltiples componentes y sus accionamientos puede ser dificultosos y problemáticos.

El documento W3/6279 describe un cabezal de pozo submarino portado que incluye una carcasa de alta presión que incluye un pasaje controlado por una válvula. El pasaje le posibilita a la presión del anillo que rodea las sartas internas intermedias de las tuberías de revestimiento ser monitoreadas en la superficie.

Un objeto de la presente invención es el de superar por lo menos uno de los problemas asociados con la técnica anterior a los cuales se hace referencia o no en la presente.

Resumen de la Invención

De acuerdo con un primer aspecto de la presente invención se provee una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor dentro de un cabezal de pozo submarino que comprende primeros medios de monitorización para monitorizar un espacio anular situado por debajo (o en un primer lado de) el suspensor, estando el espacio anular

situado entre una superficie externa de una tubería de revestimiento interior y una superficie interior de una tubería de revestimiento externa, comprendiendo los medios de monitorización un manguito asegurable dentro del cabezal de pozo en donde el manguito incluye un pasaje de fluido monitorización que conecta fluidamente el espacio anular a una abertura de monitorización situada arriba del (o en un segundo lado del) suspensor caracterizado por que la disposición de aseguramiento comprende una disposición de abrazadera para abrazar el suspensor y, en la cual la disposición de abrazadera comprende un collar que tiene una superficie ahusada externamente, la disposición también incluye un componente anular con una superficie ahusada internamente, el collar y el componente anular es axialmente movible de manera relativa entre una primera posición en la cual la superficie ahusada del componente anular no ejerce fuerza radial sobre el collar y una segunda posición en la cual la superficie ahusada del componente anular ejerce suficiente fuerza radial para deformar el collar hacia el interior para deformar el manguito hacia el interior con el fin de agarrar el suspensor.

Preferiblemente los medios de monitorización adicionalmente comprendan un sensor de monitorización situado arriba del (o sobre un segundo lado de) el suspensor.

El manguito puede estar dispuesto para abarcar el suspensor.

Preferiblemente el suspensor comprenda una tubería de revestimiento asegurada en un extremo inferior del mismo. La tubería de revestimiento puede estar suspendida del suspensor. Preferiblemente la tubería de revestimiento asegurada desde el suspensor provee la tubería de revestimiento interior, cuya superficie externa define el espacio anular junto con una superficie interior de una tubería de revestimiento externa.

Preferiblemente el manguito comprenda una sección de una tubería de revestimiento.

Preferiblemente el manguito comprenda una tubería de revestimiento asegurada en un extremo inferior del mismo. La tubería de revestimiento puede estar suspendida del manguito. Preferiblemente la tubería de revestimiento asegurada desde el manguito provea la tubería de revestimiento externa, cuya superficie define el espacio anular junto con una superficie externa de una tubería de revestimiento interior.

Preferiblemente el manguito esté dispuesto para asegurar el suspensor dentro del cabezal de pozo.

Preferiblemente el manguito comprenda primeros medios de aseguramiento y segundos medios de aseguramiento para asegurar el suspensor en una primera posición y en una segunda posición.

Preferiblemente un extremo inferior del manguito esté situado debajo de una superficie de sellado del suspensor en la primera posición y/o en la segunda posición.

El manguito puede extenderse entre una disposición inferior de aseguramiento y una disposición superior de aseguramiento.

Preferiblemente el pasaje de fluido de monitorización provea un bypass de comunicación fluida para permitir que el fluido sea introducido en, y/o extraído del anillo.

Los medios de monitorización pueden comprender un sensor de fluidos situado arriba del suspensor.

Los medios de monitorización pueden comprender un suspensor de monitorización.

El suspensor de monitorización puede comprender un pasaje para el fluido que está alineado con una abertura... [Seguir leyendo]

1. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor (36) dentro de un cabezal de pozo submarino (10) que comprende medios de monitorización para monitorizar un espacio anular (52) situado debajo del suspensor (36) , estando el espacio anular (52) situado entre una superficie externa de una tubería de revestimiento interior (32) y una 5 superficie interna de una tubería de revestimiento externo (22) , comprendiendo los medios de monitorización un manguito (102) asegurable dentro del cabezal de pozo (10) en donde el manguito (102) incluye un pasaje (100) de fluido de monitorización que conecta el espacio anular (52) a una abertura de monitorización (106) situada arriba del suspensor (36) caracterizada porque la disposición de aseguramiento comprende una disposición de abrazadera para abrazar el suspensor (36) y, en la cual, la disposición de abrazadera comprende un collar (54) que tiene una superficie 10 externamente ahusada, la disposición también incluye un componente anular (56) con una superficie internamente ahusada, el collar (54) y el componente anular (56) siendo relativamente axialmente movibles entre una primera posición en la cual la superficie ahusada del componente anular (56) no ejerce fuerza radial sobre el collar (54) y una segunda posición en la cual la superficie ahusada del componente anular (56) ejerce suficiente fuerza radial para deformar el collar (54) hacia adentro para deformar el manguito (102) hacia adentro con el fin de agarrar el suspensor 15 (36)

2. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor (36) dentro de un cabezal de pozo submarino (10) de acuerdo con la reivindicación 1 en la que el manguito (102) comprende primeros medios de aseguramiento y segundos medios de aseguramiento para asegurar el suspensor (36) en una primera posición y una segunda posición. 20

3. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor (36) dentro de un cabezal de pozo submarino (10) de acuerdo con la reivindicación 1 ó 2 en la que el pasaje de fluido de monitorización (100) suministra un desvío de la comunicación fluida para posibilitarle al fluido ser introducido y extraído de espacio anular (52) .

4. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor (36) dentro de un cabezal de pozo submarino (10) de acuerdo con cualquier reivindicación precedente en la que los medios de monitorización comprenden un suspensor de monitorización (112) y, en la cual, el suspensor de monitorización 112 comprende un pasaje fluido 114 que está alineado con una abertura (106) del pasaje de fluido de monitorización 100 en el manguito (102) y en donde el suspensor de monitorización (112) comprende además un puerto de monitorización (119) para conexión con los medios 30 de comunicación para comunicar desde el cabe<al de pozo submarino (10) a la superficie y, en la cual, los medios de comunicación son selectivamente enganchables y desenganchables con el puerto de monitorización (119) .

5. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor (36) dentro de un cabezal de pozo submarino (10) de acuerdo con cualquier reivindicación precedente en la los medios de monitorización comprenden un manguito de 35 aislamiento (110) que es asegurable por encima del suspensor (36) y en donde el manguito de aislamiento (110) sella una abertura abierta (106) provista por el pasaje de fluido de monitorización (100) dentro del manguito (102) en la cual se ubica el suspensor (36) .

6. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor (36) dentro de un cabezal de pozo submarino (10) de 40 acuerdo con cualquier reivindicación precedente en la que la disposición de aseguramiento incluye una primera disposición de abrazadera para abrazar el suspensor (36) y una segunda disposición de abrazadera para abrazar una parte de los medios de monitorización por encima del suspensor (36) .

7. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor (36) dentro de un cabezal de pozo submarino (10) de 45 acuerdo con la reivindicación 6 en la cual la segunda disposición de abrazadera se dispone para abrazar selectivamente el manguito de aislamiento (110) por encima del suspensor (36) .

8. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor (36) dentro de un cabezal de pozo submarino (10) de acuerdo con las reivindicaciones 6 o 7 en la cual la segunda disposición de abrazadera está dispuesta para abrazar 50 selectivamente un suspensor de monitorización (112) por encima del suspensor (36) .

9. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor (36) dentro de un cabezal de pozo submarino (10) de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 6 a 8 en la cual la primera disposición de abrazadera y la segunda disposición de abrazadera están dispuestas para ejercer suficiente fuerza radial para deformar el manguito (102) hacia 55 adentro para agarrar el suspensor (36) y agarrar selectivamente el manguito de aislamiento (110) o el suspensor de monitorización (112) .

10. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor (36) dentro de un cabezal de pozo submarino (10) de acuerdo con la reivindicación 9 en la cual la primera disposición de abrazadera se dispone para ejercer suficiente 60 fuerza radial para deformar el manguito (102) hacia adentro para agarrar el suspensor (36) y la segunda disposición de abrazadera está dispuesta para ejercer suficiente fuerza radial para distorsionar el manguito (102) hacia adentro para agarrar selectivamente el manguito de aislamiento (110) o el suspensor de monitorización (112) en donde el manguito de aislamiento se utiliza como un manguito temporal durante la construcción del cabezal del pozo (10) y el manguito de aislamiento (110) se dispone para ser retirado y reemplazado con el suspensor de monitorización (112) . 65

11. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor (36) dentro de un cabezal de pozo submarino (10) de acuerdo con cualquier reivindicación precedente en la cual el pasaje de fluido de monitorización (100) suministra medios de reparación para reparar el incremento de presión en el espacio anular (52) .

12. Una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor (36) dentro de un cabezal de pozo submarino (10) 5 de acuerdo con la reivindicación 11 en la cual los medios de reparación se disponen para introducir un fluido de reparación para sellar una parte del espacio anular (52) .

13. Un cabezal de pozo submarino (10) que incluye una disposición de aseguramiento para asegurar un suspensor (36) dentro del cabezal de pozo submarino (10) , la disposición de aseguramiento está de acuerdo con una cualquiera de las 10 reivindicaciones 1 a 12.

14. Un método para monitorizar un espacio anular (52) localizado por debajo de un suspensor (36) de un cabezal de pozo submarino (10) , el método comprende asegurar un manguito (102) con el cabezal de pozo submarino (10) en donde el manguito (102) incluye un pasaje de fluido de monitorización (100) que conecta fluidamente el espacio anular 15 (52) a una abertura de monitorización (106) localizada por encima del suspensor (36) , el espacio anular (52) está ubicado entre una superficie externa de una tubería de revestimiento interior (32) y una superficie interna de una tubería de revestimiento exterior (22) caracterizada por abrazar el suspensor (36) dentro de la disposición de aseguramiento, la disposición de abrazadera comprende un collar (54) que tiene una superficie externamente ahusada, la disposición también incluye un componente anular (56) con una superficie internamente ahusada, el collar (54) , el método 20 comprende mover axialmente el componente anular (56) con relación al collar (54) entre una primera posición en la cual la superficie ahusada del componente anular (56) no ejerce fuerza radial sobre el collar (54) y una segunda posición en la cual la superficie ahusada del componente anular (56) ejerce suficiente fuerza radial para deformar el collar (54) hacia adentro para deformar el manguito (102) hacia adentro con el fin de agarrar el suspensor (36) .

15. Un método para monitorizar un espacio anular (52) localizado por debajo de un suspensor (36) de un cabezal de pozo submarino de acuerdo con la reivindicación 14 en el cual el método comprende agarrar el suspensor (36) al ejercer suficiente fuerza radial con una primera disposición de abrazadera para deformar el manguito (102) hacia adentro para agarrar el suspensor (36) y agarrar selectivamente el manguito de aislamiento (110) o el suspensor de monitorización (112) al ejercer suficiente fuerza radial con una segunda disposición de abrazadera para deformar el manguito (102) 30 hacia adentro para agarrar el manguito de aislamiento (110) o el suspensor de monitorización (112) y en donde el manguito de aislamiento se utiliza como un manguito temporal durante la construcción del cabezal de pozo (10) y el método comprende retirar y reemplazar el manguito de aislamiento (110) con el suspensor de monitorización (112) .