BR112020020532B1

BR112020020532B1 - METHOD OF LAYING A SYSTEM OF MULTIPLE SINGLE-PASS BARRIERS, AND A SYSTEM OF MULTIPLE SINGLE-PASS BARRIERS

Info

Publication number: BR112020020532B1
Application number: BR112020020532-0A
Authority: BR
Inventors: David Allen Dockweiler; Garry Martin Howitt; William Ellis Standridge
Original assignee: Halliburton Energy Services, Inc
Filing date: 2018-06-13
Publication date: 2023-09-12

Abstract

Uma operação pode exigir o isolamento de um furo de poço usando múltiplas barreiras. Um sistema de múltiplas barreiras de passagem única pode ser implantado em um furo de poço para posicionar uma primeira barreira em uma primeira profundidade e uma segunda barreira na segunda profundidade acima da primeira barreira no furo de poço durante uma única passagem de uma coluna tubular de furo de poço. A primeira barreira é acoplada a uma primeira ferramenta de passagem. Um segmento de coluna tubular de furo de poço que se acopla à primeira ferramenta de passagem é acoplado à segunda barreira. A segunda barreira é acoplada a uma segunda ferramenta de passagem que se acopla à coluna tubular do furo de poço. A segunda barreira é travada até que a primeira barreira esteja independentemente assentada na primeira profundidade para evitar que a segunda barreira seja assentada até que a segunda profundidade seja alcançada. O assentamento de ambas as barreiras em uma única passagem aumenta a eficiência de uma operação, incluindo a redução de custos e tempo para completação da operação.An operation may require isolating a wellbore using multiple barriers. A single-pass multiple barrier system may be deployed in a wellbore to position a first barrier at a first depth and a second barrier at a second depth above the first barrier in the wellbore during a single pass of a borehole tubular string. of well. The first barrier is coupled to a first passage tool. A wellbore tubular string segment that couples to the first through tool is coupled to the second barrier. The second barrier is coupled to a second passing tool that mates to the wellbore tubular string. The second barrier is locked until the first barrier is independently seated at the first depth to prevent the second barrier from being seated until the second depth is reached. Installing both barriers in a single pass increases the efficiency of an operation, including reducing costs and time to complete the operation.

Description

TECHNICAL FIELD OF THE INVENTION

[001] A presente invenção se refere ao assentamento de barreiras e,mais particularmente, ao assentamento de múltiplas barreiras em duas ou mais profundidades diferentes em uma única passagem em um furo de poço.[001] The present invention relates to the laying of barriers and, more particularly, the laying of multiple barriers at two or more different depths in a single pass in a wellbore.

FUNDAMENTALS

[002] Uma ampla variedade de ferramentas de fundo de poço, como ferramentas de serviço, pode ser usada dentro de um furo de poço em conexão com a produção de hidrocarbonetos e retrabalho ou manutenção de um poço. Em muitas circunstâncias, uma operação pode exigir que múltiplas barreiras sejam introduzidas em um poço ou furo de poço e de assentamentos em diferentes profundidades dentro do furo de poço para isolar porções do furo de poço ou da formação. Muitos operadores e regulamentos governamentais exigem que um mínimo de duas barreiras seja instalado em um furo de poço. Por exemplo, vários tipos de operações para um trabalho, incluindo tampão e abandono e prevenção de fluxo descontrolado para um local de produção, exploração e recuperação de hidrocarbonetos, podem ser implementados que requerem que múltiplas barreiras sejam instaladas no furo de poço. Normalmente, cada barreira deve ser executada separadamente em uma coluna de ferramentas, como tubo de perfuração ou coluna de tubulação, no furo de poço e pode exigir uma ferramenta diferente para destravar e assentar a barreira. Como um exemplo, uma primeira barreira pode ser executada no furo de poço com uma coluna de ferramenta para uma profundidade de assentamento, de assentamento e a coluna de ferramenta é desarmada para fora do furo de poço. A segunda barreira é conectada à coluna de ferramenta, executada no furo de poço e de assentamento em uma profundidade de assentamento diferente e a coluna de ferramenta desarmada de volta para fora do poço. Cada instalação das barreiras requer pelo menos duas viagens para baixo do furo de poço, o que aumenta o desgaste do equipamento e aumenta o risco de falha mecânica, ambos contribuindo para um aumento no tempo de completação do trabalho geral e custos para o trabalho geral, bem como aumentando os riscos para a segurança do pessoal próximo.[002] A wide variety of downhole tools, such as service tools, can be used within a wellbore in connection with the production of hydrocarbons and reworking or maintenance of a well. In many circumstances, an operation may require multiple barriers to be introduced into a well or wellbore and to be seated at different depths within the wellbore to isolate portions of the wellbore or formation. Many operators and government regulations require that a minimum of two booms be installed in a wellbore. For example, several types of operations for a job, including plugging and abandonment and preventing uncontrolled flow to a hydrocarbon production, exploration, and recovery site, can be implemented that require multiple barriers to be installed in the wellbore. Typically, each barrier must be run separately in a tool string, such as drill pipe or tubing string, in the wellbore and may require a different tool to unlock and seat the barrier. As an example, a first barrier may be performed in the wellbore with a tool string for a seating depth, seating and the tool string is disarmed out of the wellbore. The second barrier is connected to the tool string, run into the wellbore and set at a different seating depth and the tool string unrigged back out of the well. Each barrier installation requires at least two trips down the wellbore, which increases equipment wear and tear and increases the risk of mechanical failure, both contributing to an increase in overall job completion time and costs for the overall job. as well as increasing risks to the safety of nearby personnel.

SUMMARY OF THE INVENTION

[003] De acordo com um primeiro aspecto da presente invenção, é provido um método de assentamento de um sistema de múltiplas barreiras de passagem única compreendendo: implantar um sistema de múltiplas barreiras de passagem única em uma coluna tubular de furo de poço em um furo de poço de uma formação, em que o sistema de múltiplas barreiras de passagem única compreende um sistema de barreira assentada profunda em uma extremidade distal da coluna tubular de furo de poço e um sistema de barreira assentada rasa acima do sistema de barreira assentada profunda; determinar se uma primeira profundidade no furo de poço foi alcançada pelo sistema de múltiplas barreiras de passagem única; assentar um primeiro dispositivo de isolamento do sistema de barreira assentada profunda, em que o sistema de barreira assentada rasa compreende um disco de ruptura que evita que um ressalto se mova dentro de uma fenda em J contínua para evitar o assentamento do sistema de barreira assentada rasa durante o assentamento do primeiro dispositivo de isolamento; desconectar o sistema de barreira assentada profunda da coluna tubular de furo de poço; recuperar a coluna tubular de furo de poço para uma segunda profundidade; assentar um segundo dispositivo de isolamento do sistema de barreira assentada rasa; e desconectar o sistema de barreira assentada rasa da coluna tubular de furo de poço.[003] According to a first aspect of the present invention, there is provided a method of laying a single-pass multiple barrier system comprising: deploying a single-pass multiple barrier system in a wellbore tubular string in a borehole of a formation, wherein the single-pass multiple barrier system comprises a deep seated barrier system at a distal end of the wellbore tubular string and a shallow seated barrier system above the deep seated barrier system; determining whether a first wellbore depth has been achieved by the single-pass multiple barrier system; seating a first deep laid barrier system isolation device, wherein the shallow laid barrier system comprises a rupture disk that prevents a shoulder from moving within a continuous J-slot to prevent settlement of the shallow laid barrier system during installation of the first isolation device; disconnect the deep seated barrier system from the wellbore tubular string; recover the wellbore tubular string to a second depth; laying a second isolation device of the shallow laid barrier system; and disconnect the shallow seated barrier system from the wellbore tubular string.

[004] De acordo com um segundo aspecto da presente invenção, é provido um sistema de múltiplas barreiras de passagem única compreendendo: um sistema de barreira assentada profunda, em que o sistema de barreira assentada profunda compreende um primeiro dispositivo de isolamento e uma primeira ferramenta de passagem, em que a primeira ferramenta de passagem se acopla a uma primeira porção de uma coluna tubular de furo de poço; um sistema de barreira assentada rasa, em que o sistema de barreira assentada rasa compreende um segundo dispositivo de isolamento e uma segunda ferramenta de passagem, em que a segunda ferramenta de passagem se acopla a uma segunda porção de uma coluna tubular de furo de poço; e um conjunto de travamento do sistema de barreira assentada rasa, em que o conjunto de travamento é travado e destravado independentemente do sistema de barreira assentada profunda; em que o conjunto de travamento compreende um disco de ruptura que evita que um ressalto se mova dentro de uma fenda em J contínua para evitar o assentamento do sistema de barreira assentada rasa durante o assentamento do primeiro dispositivo de isolamento.[004] According to a second aspect of the present invention, there is provided a single-pass multiple barrier system comprising: a deep laid barrier system, wherein the deep laid barrier system comprises a first isolation device and a first tool through-hole, wherein the first through-hole tool couples to a first portion of a wellbore tubular string; a shallow laid barrier system, wherein the shallow laid barrier system comprises a second isolation device and a second passing tool, wherein the second passing tool couples to a second portion of a wellbore tubular string; and a shallow-laid barrier system locking assembly, wherein the locking assembly is locked and unlocked independently of the deep-laid barrier system; wherein the locking assembly comprises a rupture disk that prevents a shoulder from moving within a continuous J-slot to prevent settlement of the shallow-seated barrier system during seating of the first isolation device.

BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[005] Para permitir uma melhor compreensão da presente invenção, e para mostrar como a mesma alcança seus efeitos, referência agora é feita, apenas para exemplo, aos desenhos que acompanham, nos quais:[005] To allow a better understanding of the present invention, and to show how it achieves its effects, reference is now made, for example only, to the accompanying drawings, in which:

[006] A FIG. 1 é uma vista em seção transversal de um sistema de múltiplas barreiras de passagem única em um ambiente operacional, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação.[006] FIG. 1 is a cross-sectional view of a single-pass multiple barrier system in an operational environment, in accordance with one or more aspects of the present disclosure.

[007] A FIG. 2 é uma vista em seção transversal de um sistema de múltiplas barreiras de passagem única com a barreira assentada profunda de assentamento em um ambiente operacional, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação.[007] FIG. 2 is a cross-sectional view of a single-pass multiple barrier system with the deep seated barrier for seating in an operational environment, in accordance with one or more aspects of the present disclosure.

[008] A FIG. 3 é uma vista em seção transversal de um sistema de múltiplas barreiras de passagem única com a barreira assentada rasa de assentamento em um ambiente operacional, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação.[008] FIG. 3 is a cross-sectional view of a single-pass multiple barrier system with the shallow-seated barrier for settlement in an operational environment, in accordance with one or more aspects of the present disclosure.

[009] A FIG. 4A é uma vista esquemática de uma barreira assentada rasa de um sistema de múltiplas barreiras de passagem única em uma posição não configurada, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação.[009] FIG. 4A is a schematic view of a shallow laid barrier of a single-pass multiple barrier system in an unconfigured position, in accordance with one or more aspects of the present disclosure.

[0010] A FIG. 4B é uma vista esquemática de uma barreira assentada rasa de um sistema de múltiplas barreiras de passagem única em uma posição de assentamento, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação.[0010] FIG. 4B is a schematic view of a shallow laid barrier of a single-pass multiple barrier system in a laying position, in accordance with one or more aspects of the present disclosure.

[0011] A FIG. 5A é uma vista esquemática de uma barreira assentada profunda de um sistema de múltiplas barreiras de passagem única em uma posição não configurada, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação.[0011] FIG. 5A is a schematic view of a deep seated barrier of a single-pass multiple barrier system in an unconfigured position, in accordance with one or more aspects of the present disclosure.

[0012] A FIG. 5B é uma vista esquemática de uma barreira assentada profunda de um sistema de múltiplas barreiras de passagem única em uma posição de assentamento, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação.[0012] FIG. 5B is a schematic view of a deep laid barrier of a single-pass multiple barrier system in a laying position, in accordance with one or more aspects of the present disclosure.

[0013] A FIG. 6A é uma vista em seção transversal de um conjunto de fendas de travamento para um sistema de barreira assentada rasa em uma posição travada, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação.[0013] FIG. 6A is a cross-sectional view of a set of locking slots for a shallow seated barrier system in a locked position, in accordance with one or more aspects of the present disclosure.

[0014] A FIG. 6B é uma vista em seção transversal de um conjunto de fendas de travamento para um sistema de barreira assentada rasa em uma posição destravada, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação.[0014] FIG. 6B is a cross-sectional view of a set of locking slots for a shallow seated barrier system in an unlocked position, in accordance with one or more aspects of the present disclosure.

[0015] A FIG. 7A é uma vista em seção transversal de um conjunto de fendas de travamento para uma barreira assentada rasa em uma posição travada, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação.[0015] FIG. 7A is a cross-sectional view of a set of locking slots for a shallow seated barrier in a locked position, in accordance with one or more aspects of the present disclosure.

[0016] A FIG. 7B é uma vista em seção transversal de um conjunto de fendas de travamento para uma barreira assentada rasa em uma posição destravada, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação.[0016] FIG. 7B is a cross-sectional view of a set of locking slots for a shallow seated barrier in an unlocked position, in accordance with one or more aspects of the present disclosure.

[0017] A FIG. 8A é uma vista lateral de um conjunto de fendas de travamento para uma barreira assentada rasa em uma posição travada, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação.[0017] FIG. 8A is a side view of a set of locking slots for a shallow seated barrier in a locked position, in accordance with one or more aspects of the present disclosure.

[0018] A FIG. 8B é uma vista lateral de um conjunto de fendas de travamento para uma barreira assentada rasa em uma posição destravada, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação.[0018] FIG. 8B is a side view of a set of locking slots for a shallow seated barrier in an unlocked position, in accordance with one or more aspects of the present disclosure.

[0019] A FIG. 9 é uma vista lateral esquemática de um componente de mandril e componente de trava deslizante de um sistema de barreira assentada profunda, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação.[0019] FIG. 9 is a schematic side view of a mandrel component and sliding lock component of a deep seated barrier system in accordance with one or more aspects of the present disclosure.

[0020] A FIG. 10 é uma vista lateral esquemática em corte transversal de um adaptador superior e um componente overshot de um sistema de barreira assentada profunda, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação.[0020] FIG. 10 is a schematic cross-sectional side view of a top adapter and an overshot component of a deep seated barrier system in accordance with one or more aspects of the present disclosure.

[0021] A FIG. 11 é uma vista lateral esquemática, parcialmente em seção transversal, de um sistema de barreira assentada profunda em uma configuração travada, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação.[0021] FIG. 11 is a schematic side view, partially in cross-section, of a deep seated barrier system in a locked configuration, in accordance with one or more aspects of the present disclosure.

[0022] A FIG. 12 é uma vista lateral esquemática, parcialmente em seção transversal, de um sistema de barreira assentada profunda em uma configuração conectada e travada, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação.[0022] FIG. 12 is a schematic side view, partially in cross-section, of a deep seated barrier system in a connected and locked configuration, in accordance with one or more aspects of the present disclosure.

[0023] A FIG. 13 é uma vista lateral esquemática, parcialmente em seção transversal, de um sistema de barreira assentada profunda em uma configuração conectada e destravada, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação.[0023] FIG. 13 is a schematic side view, partially in cross-section, of a deep seated barrier system in a connected and unlocked configuration, in accordance with one or more aspects of the present disclosure.

[0024] A FIG. 14 é uma vista lateral esquemática, parcialmente em seção transversal, de um sistema de barreira assentada profunda em uma configuração liberada e desbloqueada.[0024] FIG. 14 is a schematic side view, partially in cross-section, of a deep seated barrier system in a released and unlocked configuration.

[0025] A FIG. 15 é uma vista lateral esquemática, parcialmente em seção transversal, de um sistema de barreira assentada profunda em uma configuração liberada.[0025] FIG. 15 is a schematic side view, partially in cross-section, of a deep seated barrier system in a released configuration.

[0026] A FIG. 16 é uma vista lateral esquemática, parcialmente em seção transversal, do sistema de barreira assentada profunda em uma configuração liberada.[0026] FIG. 16 is a schematic side view, partially in cross-section, of the deep seated barrier system in a released configuration.

[0027] A FIG. 17 é um fluxograma que ilustra um método para assentar um sistema de múltiplas barreiras de passagem única, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação.[0027] FIG. 17 is a flow chart illustrating a method for laying a single-pass multiple barrier system in accordance with one or more aspects of the present disclosure.

DETAILED DESCRIPTION

[0028] Nos desenhos e na descrição que se seguem, peças semelhantes são normalmente marcadas com os mesmos números de referência. As modalidades específicas são descritas e mostradas nos desenhos com o entendimento de que a presente divulgação deve ser considerada uma exemplificação dos princípios da invenção e não se destina a limitar a invenção que está ilustrada e descrita neste documento. Será plenamente reconhecido que os diferentes ensinamentos das modalidades completamente discutidas podem ser empregados separadamente ou em qualquer combinação adequada para produzir resultados desejados.[0028] In the drawings and description that follow, similar parts are normally marked with the same reference numbers. Specific embodiments are described and shown in the drawings with the understanding that the present disclosure should be considered an exemplification of the principles of the invention and is not intended to limit the invention that is illustrated and described herein. It will be fully recognized that the different teachings of the fully discussed embodiments may be employed separately or in any suitable combination to produce desired results.

[0029] Para certas operações de fundo de poço, barreiras ou dispositivos de isolamento devem ser executados no furo de poço para isolar porções do furo de poço ou da formação. Por exemplo, a prevenção de fluxo descontrolado (BOP) ou abandono de um poço pode exigir que várias barreiras sejam executadas no furo de poço para isolar porções do furo de poço ou da formação. Geralmente, para barreiras implantadas em uma ferramenta de fundo de poço, uma vez que uma barreira é de assentamento, todas as barreiras anexadas à coluna de tubulação ou coluna tubular de furo de poço são de assentamentos. Uma operação que requer o assentamento de múltiplas barreiras em diferentes profundidades requer múltiplas passagens no furo de poço. Por exemplo, uma ferramenta de fundo de poço que compreende uma barreira é passada no furo de poço até uma profundidade especificada e, quando a profundidade é atingida, a barreira é de assentamento. A ferramenta de fundo de poço é recuperada e outra barreira é passada no furo de poço na mesma ou em uma ferramenta de fundo de poço diferente. Novamente, uma vez que a profundidade especificada é alcançada, a barreira é de assentamento e a ferramenta de fundo de poço é recuperada. Como várias passagens são necessárias para o assentamento de múltiplas barreiras, a colocação de múltiplas barreiras em diferentes profundidades requer um tempo significativo, o que aumenta os custos gerais de uma operação, bem como aumenta o risco para o pessoal próximo devido a múltiplos casos de contato com o equipamento.[0029] For certain downhole operations, barriers or isolation devices must be placed in the wellbore to isolate portions of the wellbore or formation. For example, prevention of runaway flow (BOP) or abandonment of a well may require that multiple barriers be run into the wellbore to isolate portions of the wellbore or formation. Generally, for barriers deployed in a downhole tool, once a barrier is seating, all barriers attached to the tubing string or wellbore tubular string are seating. An operation that requires the laying of multiple barriers at different depths requires multiple passes through the wellbore. For example, a downhole tool comprising a barrier is passed into the wellbore to a specified depth, and when the depth is reached, the barrier is set. The downhole tool is retrieved and another barrier is passed down the wellbore on the same or a different downhole tool. Again, once the specified depth is reached, the barrier is set and the downhole tool is retrieved. As multiple passes are required to lay multiple barriers, placing multiple barriers at different depths requires significant time, which increases the overall costs of an operation as well as increases the risk to nearby personnel due to multiple instances of contact with the equipment.

[0030] A presente invenção fornece eficiência aumentada para uma operação de fundo de poço que requer que várias barreiras ou dispositivos de isolamento sejam colocados em um furo de poço para isolar porções do furo de poço ou da formação. O fornecimento de um sistema de múltiplas barreiras de passagem única que podem ser de assentamentos em um furo de poço usando uma única passagem de uma ferramenta de fundo de poço alivia a necessidade de múltiplas passagens. O assentamento de múltiplas barreiras em uma única passagem diminui o desgaste e o rasgo do equipamento, reduz o tempo de completação da operação e aumenta a segurança, minimizando o contato do pessoal próximo ao equipamento necessário. Por exemplo, uma barreira assentada profunda pode ser conectada a uma ferramenta de recuperação que está conectada a uma barreira assentada rasa que também está conectada a uma ferramenta de recuperação de uma ferramenta de fundo de poço. Tanto a barreira assentada profunda quanto a barreira assentada rasa podem ser implantadas no fundo do poço em uma única passagem, uma vez que a barreira assentada rasa é bloqueada até depois que a barreira assentada profunda foi de assentamento.[0030] The present invention provides increased efficiency for a downhole operation that requires multiple barriers or isolation devices to be placed in a wellbore to isolate portions of the wellbore or formation. Providing a system of multiple single-pass barriers that can be seated in a wellbore using a single pass of a downhole tool alleviates the need for multiple passes. Laying multiple barriers in a single pass reduces wear and tear on equipment, reduces operation completion time and increases safety by minimizing personnel contact near required equipment. For example, a deep seated barrier may be connected to a retrieval tool that is connected to a shallow seated barrier that is also connected to a retrieval tool of a downhole tool. Both the deep seated barrier and the shallow seated barrier can be deployed to the bottom of the well in a single pass, as the shallow seated barrier is blocked until after the deep seated barrier has been set.

[0031] A FIG. 1 é uma vista em seção transversal de um sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150 em um ambiente operacional 100, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação. O ambiente operacional 100 compreende uma plataforma de recondicionamento ou perfuração 106 (geralmente referida neste documento como plataforma 106) posicionada em, sobre ou em torno de uma superfície 104. A plataforma 106 se estende ao longo e ao redor de um furo de poço 114 que penetra uma formação subterrânea 102. Por exemplo, a plataforma 106 pode ser posicionada e equipada para a descoberta, exploração, produção ou qualquer combinação das mesmas de hidrocarbonetos. Em uma ou mais modalidades, a plataforma 106 pode ser posicionada e equipada para completação ou abandono (ou ambos) ou BOP do furo de poço 114. O furo de poço 114 pode se estender para a formação subterrânea 102 em qualquer ângulo ou desvio da superfície 104.[0031] FIG. 1 is a cross-sectional view of a single-pass multiple barrier system 150 in an operational environment 100, in accordance with one or more aspects of the present disclosure. The operating environment 100 comprises a workover or drilling platform 106 (generally referred to herein as platform 106) positioned on, over, or around a surface 104. The platform 106 extends along and around a wellbore 114 that penetrates an underground formation 102. For example, the platform 106 can be positioned and equipped for the discovery, exploration, production or any combination thereof of hydrocarbons. In one or more embodiments, the platform 106 may be positioned and equipped for completion or abandonment (or both) or BOP of the wellbore 114. The wellbore 114 may extend into the underground formation 102 at any angle or deviation from the surface. 104.

[0032] A plataforma 106 pode compreender uma torre 108 e um piso da plataforma 110 através de uma coluna tubular do furo de poço que se estende para baixo a partir da plataforma de perfuração 106 para o furo de poço 114. A plataforma 106 pode compreender um motor 116 que aciona um mecanismo 118. O mecanismo 118 pode compreender um guincho, um tambor, uma manivela ou qualquer outro dispositivo adequado para implantar e recuperar a coluna tubular do furo de poço 120 para dentro e para fora do furo de poço 114. Em uma ou mais modalidades, o furo de poço 114 pode compreender um revestimento 128 ou qualquer outro liner que se estenda pelo comprimento do furo de poço 114 para formar um espaço anular 126.[0032] The platform 106 may comprise a tower 108 and a platform floor 110 through a wellbore tubular string extending downwardly from the drilling platform 106 to the wellbore 114. The platform 106 may comprise a motor 116 that drives a mechanism 118. The mechanism 118 may comprise a winch, a drum, a crank, or any other device suitable for deploying and retrieving the wellbore tubular string 120 into and out of the wellbore 114. In one or more embodiments, the wellbore 114 may comprise a casing 128 or any other liner that extends the length of the wellbore 114 to form an annular space 126.

[0033] A coluna tubular de furo de poço 120 pode compreender uma ou mais seções incluindo, mas não se limitando a, uma ou mais porções, como segmento de coluna tubular de furo de poço 120A e segmento de coluna tubular de furo de poço 120B. A coluna tubular de furo de poço 120 pode compreender um tubo de perfuração, coluna de ferramenta, coluna de tubulação, coluna de trabalho, tubulação, coluna de perfuração ou qualquer outra tubulação que é acoplada para implantar uma ou mais ferramentas de fundo de poço dentro do furo de poço 114, por exemplo, sistema de barreira de múltiplas barreiras de passagem única 150. Em uma ou mais modalidades, o sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150 é implantado em um espaço anular 126. O segmento de coluna tubular de furo de poço 120A pode acoplar a um sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150. A coluna tubular do furo de poço 120 pode compreender qualquer número de porções, segmentos ou comprimentos acoplados para formar a coluna tubular do furo de poço 120. Qualquer número de ferramentas de fundo de poço pode ser acoplado à coluna tubular de furo de poço 120. A coluna tubular de furo de poço 120 implanta o sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150 até a profundidade necessária no furo de poço 114. Por exemplo, o segmento de coluna tubular de furo de poço 120A pode acoplar a um ou mais outros segmentos de coluna tubular de furo de poço 120 e o segmento de coluna tubular de furo de poço 120B pode acoplar a um ou mais outros segmentos de coluna tubular de furo de poço 120. Qualquer um ou mais segmentos da coluna tubular do furo de poço 120 podem ser rosqueados ou acoplados a qualquer um ou mais outros segmentos da coluna tubular do furo de poço 120, um ou mais sistemas de múltiplas barreiras de passagem única 150, uma ou mais outras ferramentas de fundo de poço ou qualquer combinação dos mesmos.[0033] The wellbore tubular string 120 may comprise one or more sections including, but not limited to, one or more portions, such as wellbore tubular string segment 120A and wellbore tubular string segment 120B . The wellbore tubular string 120 may comprise a drill pipe, tool string, tubing string, work string, tubing, drill string, or any other tubing that is coupled to deploy one or more downhole tools within of the wellbore 114, e.g., single-pass multiple barrier system 150. In one or more embodiments, the single-pass multiple barrier system 150 is deployed in an annular space 126. The borehole tubular string segment The wellbore tubular string 120 may comprise any number of portions, segments, or lengths coupled to form the wellbore tubular string 120. Any number of tools downhole tube can be coupled to the wellbore tubular string 120. The wellbore tubular string 120 deploys the single pass multiple barrier system 150 to the required depth in the wellbore 114. For example, the wellbore tubular string 120. wellbore tubular string 120A may couple to one or more other wellbore tubular string segments 120 and the wellbore tubular string segment 120B may couple to one or more other wellbore tubular string segments 120 Any one or more segments of the wellbore tubular string 120 may be threaded or coupled to any one or more other segments of the wellbore tubular string 120, one or more single-pass multiple barrier systems 150, one or more other downhole tools or any combination thereof.

[0034] Em uma ou mais modalidades, o sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150 pode compreender um sistema de barreira assentada profunda 112B em uma extremidade distal da coluna tubular de furo de poço 120 e um sistema de barreira assentada rasa 112A acima do sistema de barreira assentada profunda 112B (coletivamente referido como sistemas de barreira 112), segmento de coluna tubular de furo de poço 120A e segmento de coluna tubular de furo de poço 120B. Em uma ou mais modalidades, o sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150 pode compreender qualquer número de sistemas de barreira 112. Embora um único segmento de coluna tubular de furo de poço 120A e um único segmento de coluna tubular de furo de poço 120B sejam ilustrados na FIG. 1, a presente divulgação contempla qualquer número de segmentos de coluna tubular de furo de poço 120A e 120B. O sistema de barreira assentada rasa 112A compreende uma ferramenta de assentamento 122A e um dispositivo de isolamento 124A, por exemplo, uma barreira assentada rasa. O sistema de barreira assentada profunda 112B compreende uma ferramenta de assentamento 122B e um dispositivo de isolamento 124B, por exemplo, uma barreira assentada profunda. Em uma ou mais modalidades, os dispositivos de isolamento 124A e 124B podem compreender um tampão de obstrução, um packer, uma válvula de barreira ou qualquer outro dispositivo de isolamento. Em uma ou mais modalidades, o segmento de coluna tubular de furo de poço 120A se acopla a uma ferramenta de passagem 122A e o segmento de coluna tubular de furo de poço 120B se acopla a uma ferramenta de passagem 122B e o sistema de barreira assentada rasa 112A, onde as ferramentas de passagem 122A e 122B são coletivamente referidas como ferramentas de passagem 122. A ferramenta de passagem 122A se acopla a um dispositivo de isolamento 124A e a ferramenta de passagem 122B se acopla a um dispositivo de isolamento 124B, onde os dispositivos de isolamento 124A e 124B são coletivamente referidos como dispositivos de isolamento 124. O segmento de coluna tubular de furo de poço 120B acopla o dispositivo de isolamento 124A à ferramenta de passagem 122B.[0034] In one or more embodiments, the single-pass multiple barrier system 150 may comprise a deep seated barrier system 112B at a distal end of the wellbore tubular string 120 and a shallow seated barrier system 112A above the system. deep seated barrier systems 112B (collectively referred to as barrier systems 112), wellbore tubular string segment 120A and wellbore tubular string segment 120B. In one or more embodiments, the single-pass multiple barrier system 150 may comprise any number of barrier systems 112. Although a single wellbore tubular string segment 120A and a single wellbore tubular string segment 120B are illustrated in FIG. 1, the present disclosure contemplates any number of wellbore tubular string segments 120A and 120B. The shallow laid barrier system 112A comprises a laying tool 122A and an isolating device 124A, e.g., a shallow laid barrier. The deep laid barrier system 112B comprises a laying tool 122B and an isolation device 124B, e.g., a deep laid barrier. In one or more embodiments, isolation devices 124A and 124B may comprise an obstruction plug, a packer, a barrier valve, or any other isolation device. In one or more embodiments, the wellbore tubular string segment 120A couples to a through tool 122A and the wellbore tubular string segment 120B couples to a through tool 122B and the shallow seated barrier system. 112A, wherein the passing tools 122A and 122B are collectively referred to as passing tools 122. The passing tool 122A couples to an isolating device 124A and the passing tool 122B couples to an isolating device 124B, where the devices 124A and 124B are collectively referred to as isolation devices 124. The wellbore tubular string segment 120B couples the isolation device 124A to the through-hole tool 122B.

[0035] A FIG. 2 é uma vista em seção transversal de um sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150 com um sistema de barreira de profunda de assentamento 112B em um ambiente operacional 200, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação. O ambiente operacional 200 é semelhante ao ambiente operacional 100, exceto que o sistema de barreira de profunda de assentamento 112B foi desengatado do segmento de coluna tubular do furo de poço 120B ou de assentamento na profundidade necessária, especificada ou selecionada no furo de poço 114.[0035] FIG. 2 is a cross-sectional view of a single-pass multiple barrier system 150 with a deep-set barrier system 112B in an operational environment 200, in accordance with one or more aspects of the present disclosure. The operating environment 200 is similar to the operating environment 100, except that the deep laying barrier system 112B has been disengaged from the tubular string segment of the wellbore 120B or laying at the required, specified or selected depth in the wellbore 114.

[0036] A FIG. 3 é uma vista em seção transversal de um sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150 com o sistema de barreira rasa de assentamento 112A de assentamento em um ambiente operacional 300, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação. O ambiente operacional 300 é semelhante aos ambientes operacionais 100 e 200, exceto que o sistema de barreira assentada rasa 112A foi desengatado do segmento de coluna tubular de furo de poço 120A ou ajustado na profundidade necessária, especificada ou selecionada no furo de poço 114.[0036] FIG. 3 is a cross-sectional view of a single-pass multiple barrier system 150 with the shallow laying barrier system 112A laying in an operational environment 300, in accordance with one or more aspects of the present disclosure. The operating environment 300 is similar to the operating environments 100 and 200, except that the shallow seated barrier system 112A has been disengaged from the wellbore tubular string segment 120A or set to the required, specified or selected depth in the wellbore 114.

[0037] Embora o ambiente operacional representado nas FIGS. 1 a 3 se referem a uma plataforma estacionária 106 para transportar a coluna tubular de furo de poço 120 compreendendo o sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150 dentro de um furo de poço baseado em terra 114, em modalidades alternativas, sondas de manutenção móveis, unidades de manutenção de furo de poço (como unidades de tubo espiralado), e semelhantes podem ser usados para transmitir a coluna tubular de furo de poço 120 compreendendo o sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150 dentro do furo de poço 114. Deve ser entendido que uma coluna tubular de furo de poço 120 compreendendo o sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150 pode, alternativamente, ser usada em outros ambientes operacionais, como dentro de um ambiente operacional de furo de poço offshore. Por exemplo, plataforma de manutenção ou de perfuração 106 pode estar localizada offshore e o furo de poço 114 pode ser um furo de poço submarino.[0037] Although the operational environment depicted in FIGS. 1 to 3 refer to a stationary platform 106 for transporting the wellbore tubular string 120 comprising the single-pass multiple barrier system 150 within a land-based wellbore 114, in alternative embodiments, mobile maintenance probes, wellbore maintenance units (such as coiled tubing units), and the like may be used to transmit the wellbore tubular string 120 comprising the single-pass multiple barrier system 150 into the wellbore 114. It should be understood that a wellbore tubular string 120 comprising the single-pass multiple barrier system 150 may alternatively be used in other operating environments, such as within an offshore wellbore operating environment. For example, maintenance or drilling platform 106 may be located offshore and wellbore 114 may be a subsea wellbore.

[0038] A FIG. 4A é uma vista esquemática de uma barreira assentada rasa ou dispositivo de isolamento 124A de um sistema de múltiplas barreiras de passagem única, tal como sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150, em uma posição não configurada de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação. O dispositivo de isolamento 124A é mostrado disposto ou posicionado em um espaço anular 126 formado pelo revestimento 128 no furo de poço 114. Em uma ou mais modalidades, o dispositivo de isolamento 124A pode estar disposto ou posicionado em um furo de poço não revestido 114. O sistema de barreira assentada rasa 112A pode compreender um dispositivo de isolamento 124A. Em uma ou mais modalidades, o dispositivo de isolamento 124A pode compreender qualquer um ou mais de um conector superior 402A um conector inferior 402B, um disco de ruptura 412, um elemento de borracha 410, uma âncora 406 e um centralizador 404. Em uma ou mais modalidades, qualquer um ou mais de um conector superior 402A, um conector inferior 402B, um disco de ruptura 412, um elemento de borracha 410, uma âncora 406 e um centralizador 404 podem acoplar ao dispositivo de isolamento 124A direta ou indiretamente. O conector superior 402A acopla o dispositivo de isolamento 124A à ferramenta de passagem 122A. O conector inferior 402B acopla o dispositivo de isolamento 124A a um ou mais segmentos tubulares de furo de poço 120, uma ferramenta de fundo de poço ou qualquer outro dispositivo. Uma ou mais âncoras 406 podem compreender ou acoplar a uma ou mais projeções 408. O centralizador 404 ajuda a manter o posicionamento do dispositivo de isolamento 124A no espaço anular 126.[0038] FIG. 4A is a schematic view of a shallow-laid barrier or isolation device 124A of a single-pass multiple barrier system, such as single-pass multiple barrier system 150, in a position not configured in accordance with one or more aspects of the present invention. disclosure. Isolation device 124A is shown disposed or positioned in an annular space 126 formed by casing 128 in wellbore 114. In one or more embodiments, isolation device 124A may be disposed or positioned in an uncased wellbore 114. The shallow seated barrier system 112A may comprise an isolation device 124A. In one or more embodiments, the isolating device 124A may comprise any one or more of an upper connector 402A, a lower connector 402B, a rupture disk 412, a rubber element 410, an anchor 406, and a centralizer 404. In one or more In further embodiments, any one or more of an upper connector 402A, a lower connector 402B, a rupture disk 412, a rubber element 410, an anchor 406, and a centralizer 404 may couple to the isolation device 124A directly or indirectly. Top connector 402A couples isolation device 124A to feed-through tool 122A. The bottom connector 402B couples the isolation device 124A to one or more wellbore tubular segments 120, a downhole tool, or any other device. One or more anchors 406 may comprise or couple to one or more projections 408. The centralizer 404 helps maintain positioning of the isolation device 124A in the annular space 126.

[0039] A FIG. 4B é uma vista esquemática de uma barreira assentada rasa ou dispositivo de isolamento 124A de um sistema de múltiplas barreiras de passagem única, tal como sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150, em uma posição de assentamento, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação. A FIG. 4B é semelhante à FIG. 4A, exceto que o disco de ruptura 412 na FIG. 4A se rompeu para assentar o dispositivo de isolamento 124A. Uma ou mais âncoras 408 são acionadas de modo que uma ou mais projeções 408 fixem o dispositivo de isolamento 124A ao revestimento 128 no furo de poço 114. Em uma ou mais modalidades, uma vez que a profundidade necessária é atingida, uma ou mais projeções 408 de uma ou mais âncoras 406 podem ser estendidas para entrar em contato ou acoplar ao furo de poço 114, espaço anular 126, revestimento 128, qualquer outra estrutura dentro do furo de poço 114 ou qualquer combinação dos mesmos para fixar o dispositivo de isolamento 124A ao furo de poço 114. O elemento de borracha 410 é comprimido para formar uma vedação contra o revestimento 128 para isolar uma porção do espaço anular 126. Por exemplo, a porção do espaço anular 126 abaixo do elemento de borracha 410 é isolada do fluxo de fluido acima do elemento de borracha 410 e a porção do espaço anular 126 acima do elemento de borracha é isolada do fluxo de fluido abaixo do elemento de borracha 410. O dispositivo de isolamento 124A pode ser assentado de acordo com qualquer uma ou mais modalidades descritas a seguir em relação às FIGS. 6A-8B.[0039] FIG. 4B is a schematic view of a shallow-laid barrier or isolation device 124A of a single-pass multiple barrier system, such as single-pass multiple barrier system 150, in a seating position, in accordance with one or more aspects of the this disclosure. FIG. 4B is similar to FIG. 4A, except that rupture disk 412 in FIG. 4A has broken to seat the isolation device 124A. One or more anchors 408 are actuated so that one or more projections 408 secure the isolation device 124A to the casing 128 in the wellbore 114. In one or more embodiments, once the required depth is reached, one or more projections 408 of one or more anchors 406 may be extended to contact or couple with the wellbore 114, annular space 126, casing 128, any other structure within the wellbore 114, or any combination thereof to secure the isolation device 124A to the wellbore 114. The rubber element 410 is compressed to form a seal against the casing 128 to isolate a portion of the annular space 126. For example, the portion of the annular space 126 below the rubber element 410 is isolated from the flow of fluid above the rubber element 410 and the portion of the annular space 126 above the rubber element is isolated from the fluid flow below the rubber element 410. The isolation device 124A may be seated in accordance with any one or more embodiments described below in relation to FIGS. 6A-8B.

[0040] A FIG. 5A é uma vista esquemática de uma barreira assentada profunda ou dispositivo de isolamento 124B de um sistema de múltiplas barreiras de passagem única, tal como sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150, em uma posição não de assentamento, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação. O dispositivo de isolamento 124B está mostrado disposto ou posicionado em um espaço anular 126 formado pelo revestimento 128 no furo de poço 114. Em uma ou mais modalidades, o dispositivo de isolamento 124B pode estar disposto ou posicionado em um furo de poço não revestido 114. Em uma ou mais modalidades, o dispositivo de isolamento 124B pode compreender qualquer um ou mais de um conector superior 502A, um conector inferior 502B, uma ferramenta de passagem 122B, um elemento de borracha 510, uma âncora 506 e um centralizador 504. Em uma ou mais modalidades, qualquer um ou mais de um conector superior 502A, um conector inferior 502B, uma ferramenta de passagem 122B, um elemento de borracha 510, uma âncora 506 e um centralizador 504 podem acoplar direta ou indiretamente ao dispositivo de isolamento 124B. O conector superior 502A é semelhante ao conector superior 402A da FIG. 4A. O conector superior 504A acopla o dispositivo de isolamento 124B à ferramenta de passagem 122B. O conector inferior 504B acopla o dispositivo de isolamento 124B a uma ou mais colunas tubulares de furo de poço 120, uma ferramenta de fundo de poço ou outro dispositivo ou termina o dispositivo de isolamento 124B. Uma ou mais âncoras 506 podem compreender ou acoplar a uma ou mais projeções 508 semelhantes a uma ou mais âncoras 406 e uma ou mais projeções 408 da FIG. 3A. O centralizador 504 é semelhante ao centralizador 404 da FIG. 4A e ajuda a manter a posição do dispositivo de isolamento 124B no espaço anular 126.[0040] FIG. 5A is a schematic view of a deep seated barrier or isolation device 124B of a single pass multiple barrier system, such as single pass multiple barrier system 150, in a non-seated position, in accordance with one or more aspects. of this disclosure. The isolation device 124B is shown disposed or positioned in an annular space 126 formed by the casing 128 in the wellbore 114. In one or more embodiments, the isolation device 124B may be disposed or positioned in an uncased wellbore 114. In one or more embodiments, the isolating device 124B may comprise any one or more of an upper connector 502A, a lower connector 502B, a passing tool 122B, a rubber element 510, an anchor 506, and a centralizer 504. In one or more embodiments, any one or more of an upper connector 502A, a lower connector 502B, a passing tool 122B, a rubber element 510, an anchor 506, and a centralizer 504 may couple directly or indirectly to the isolation device 124B. The top connector 502A is similar to the top connector 402A of FIG. 4A. The upper connector 504A couples the isolation device 124B to the pass-through tool 122B. The bottom connector 504B couples the isolation device 124B to one or more wellbore tubular strings 120, a downhole tool, or other device, or terminates the isolation device 124B. One or more anchors 506 may comprise or couple to one or more projections 508 similar to the one or more anchors 406 and one or more projections 408 of FIG. 3A. Centralizer 504 is similar to centralizer 404 of FIG. 4A and helps maintain the position of the isolation device 124B in the annular space 126.

[0041] A FIG. 5B é uma vista esquemática de uma barreira assentada profunda ou dispositivo de isolamento 124B de um sistema de múltiplas barreiras de passagem única, tal como sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150, em uma posição de assentamento, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação. A FIG. 5B é semelhante à FIG. 5A, exceto que o dispositivo de isolamento 124B está na posição de assentamento. Em uma ou mais modalidades, uma vez que a profundidade necessária é atingida, uma ou mais projeções 508 de uma ou mais âncoras 506 podem ser estendidas para entrar em contato ou acoplar ao furo de poço 114, espaço anular 126, revestimento 128 ou qualquer combinação dos mesmos. O elemento de borracha 510 está comprimido para formar uma vedação contra o revestimento 128 para isolar uma porção do espaço anular 126, como discutido anteriormente em relação à FIG. 4B. O dispositivo de isolamento 124B pode ser assentado de acordo com qualquer uma ou mais modalidades descritas a seguir em relação às FIGS. 9 e 10.[0041] FIG. 5B is a schematic view of a deep seated barrier or isolation device 124B of a single-pass multiple barrier system, such as single-pass multiple barrier system 150, in a seating position, in accordance with one or more aspects of the this disclosure. FIG. 5B is similar to FIG. 5A, except that the isolation device 124B is in the seating position. In one or more embodiments, once the required depth is reached, one or more projections 508 of one or more anchors 506 may be extended to contact or couple with the wellbore 114, annular space 126, casing 128, or any combination. of the same. The rubber element 510 is compressed to form a seal against the liner 128 to isolate a portion of the annular space 126, as discussed previously in connection with FIG. 4B. Isolation device 124B may be seated in accordance with any one or more embodiments described below in relation to FIGS. 9 and 10.

[0042] Com relação às FIGS. 6A e 6B, o conjunto de fendas de travamento da presente invenção é mostrado e geralmente designado pelo numeral 610. A FIG. 6A é uma vista em seção transversal de um conjunto de fendas 610 para um sistema de barreira assentada rasa 112A em uma posição travada, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação. A FIG. 6B é uma vista em seção transversal de um conjunto de travamento 610 em uma posição destravada, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação. O conjunto de travamento 610 está disposto adjacente a uma extremidade inferior de uma ferramenta de fundo de poço (mostrada na FIG. 7A), por exemplo, a ferramenta de passagem 122A das FIGS. 1 a 3 e 4A. O sistema de barreira assentada rasa 112A pode se conectar a uma coluna de ferramenta (não mostrada). Por exemplo, conforme ilustrado na FIG 1, a ferramenta de passagem 122A pode se conectar à coluna tubular de furo de poço 120. Toda a coluna de ferramenta ou coluna tubular de furo de poço 120 pode estar posicionada em um furo de poço, por exemplo, furo de poço 114 das FIGS. 1 a 4B. O furo de poço pode ser definido por um revestimento (não mostrado), como o revestimento 128 das FIGS. 1 a 4B e pode estar vertical, horizontal ou desviado em qualquer grau.[0042] With respect to FIGS. 6A and 6B, the locking slot assembly of the present invention is shown and generally designated by the numeral 610. FIG. 6A is a cross-sectional view of a set of slots 610 for a shallow seated barrier system 112A in a locked position, in accordance with one or more aspects of the present disclosure. FIG. 6B is a cross-sectional view of a locking assembly 610 in an unlocked position, in accordance with one or more aspects of the present disclosure. The locking assembly 610 is disposed adjacent a lower end of a downhole tool (shown in FIG. 7A), e.g., the through-hole tool 122A of FIGS. 1 to 3 and 4A. The 112A shallow seated barrier system can connect to a tool post (not shown). For example, as illustrated in FIG. 1, the through-hole tool 122A may connect to the wellbore tubular string 120. The entire tool string or wellbore tubular string 120 may be positioned in a wellbore, e.g. , wellbore 114 of FIGS. 1 to 4B. The wellbore may be defined by a casing (not shown), such as casing 128 of FIGS. 1 to 4B and may be vertical, horizontal or offset to any degree.

[0043] O conjunto de travamento 610 está ilustrado em uma extremidade distal do sistema de barreira assentada rasa 112A. O sistema de barreira assentada rasa 112A pode incluir, ou ser fixado a ou de outra forma acoplado a, um mandril de atuação interno 614, que pode ser conectado ou acoplado à coluna tubular de furo de poço 120. O conjunto de travamento 610 pode incluir o mandril de atuação 614, fixado em uma extremidade inferior ao adaptador de base 616. O mandril de atuação 614 e pelo menos uma porção do adaptador de base 616 podem estar situados dentro de um invólucro de câmara de fluido 618, uma trava 620 ou ambos. O invólucro da câmara de fluido 618 e a trava 620 podem ser removivelmente fixados, fixamente fixados ou mesmo integralmente formados um com o outro. Alternativamente, o invólucro da câmara de fluido 618 e a trava 620 podem ser separadas.[0043] Locking assembly 610 is illustrated at a distal end of the shallow seated barrier system 112A. The shallow seated barrier system 112A may include, or be secured to or otherwise coupled to, an internal actuation mandrel 614, which may be connected or coupled to the wellbore tubular string 120. The locking assembly 610 may include the actuation mandrel 614, secured at a lower end to the base adapter 616. The actuation mandrel 614 and at least a portion of the base adapter 616 may be situated within a fluid chamber housing 618, a lock 620, or both . The fluid chamber housing 618 and lock 620 may be removably attached, fixedly attached, or even integrally formed with each other. Alternatively, the fluid chamber housing 618 and lock 620 may be separated.

[0044] Pelo menos uma câmara de fluido 622 pode estar situada entre o mandril de atuação 614 e a trava 620. A câmara de fluido 622 pode estar vedada por meio de uma ou mais vedações 624, juntamente com um disco de ruptura 626, tal como o disco de ruptura 412 da FIG. 4A, situado na trava 620. O ar à pressão atmosférica pode inicialmente preencher a câmara de fluido 622. Conforme o sistema de barreira assentada rasa 112A é abaixado no furo de poço, a pressão hidrostática fora do sistema de barreira assentada rasa 112A aumenta. Uma vez que a pressão hidrostática atinge um valor predeterminado, o disco de ruptura 626 pode se romper. Após o disco de ruptura 626 ter rompido, o fluido fora do sistema de barreira assentada rasa 112A entrará no sistema de barreira assentada rasa 112A através de uma porta 628 formada no mesmo. O aumento de pressão resultante dentro da câmara de fluido 622 fará com que a câmara de fluido 622 se expanda (como mostrado na FIG. 6B). Esta expansão faz com que o movimento longitudinal da trava 620 em relação ao mandril de atuação 614, assim, "destrave" o conjunto de travamento 610. O conjunto de travamento 610 é travado e destravado independentemente da trava deslizante 950 do sistema de barreira assentada profunda 112B discutido a seguir. As FIGS. 8A e 8B, que serão discutidas a seguir, mostram ainda a posição travada e a posição destravada, respectivamente.[0044] At least one fluid chamber 622 may be situated between the actuation mandrel 614 and the lock 620. The fluid chamber 622 may be sealed by means of one or more seals 624, together with a rupture disc 626, such such as rupture disk 412 of FIG. 4A, located in the lock 620. Air at atmospheric pressure may initially fill the fluid chamber 622. As the shallow seated barrier system 112A is lowered into the wellbore, the hydrostatic pressure outside the shallow seated barrier system 112A increases. Once the hydrostatic pressure reaches a predetermined value, the rupture disk 626 may rupture. After the rupture disk 626 has ruptured, fluid outside the shallow seated barrier system 112A will enter the shallow seated barrier system 112A through a port 628 formed therein. The resulting pressure increase within the fluid chamber 622 will cause the fluid chamber 622 to expand (as shown in FIG. 6B). This expansion causes longitudinal movement of the lock 620 relative to the actuation mandrel 614, thereby "unlocking" the locking assembly 610. The locking assembly 610 is locked and unlocked independently of the sliding lock 950 of the deep seated barrier system. 112B discussed below. FIGS. 8A and 8B, which will be discussed below, further show the locked position and the unlocked position, respectively.

[0045] Com referência agora às FIGS. 7A e 7B, está mostrada neste documento uma modalidade alternativa do conjunto de travamento 610. A FIG. 7A é uma vista em seção transversal de um conjunto de travamento 610 para um sistema de barreira assentada rasa 112A em uma posição travada, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação. A FIG. 7B é uma vista em seção transversal de um conjunto de travamento 610 para um sistema de barreira assentada rasa 112A em uma posição destravada, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação. Esta modalidade não tem disco de ruptura 626. Em vez disso, um ou mais pinos de cisalhamento 630 para evitar que a trava 620 se mova até que a pressão adequada está presente. Uma mola 632 pode estar incluída para manter o conjunto de travamento 610 em uma posição destravada. Embora a mola 632 mostrada seja uma mola helicoidal, a mola 632 pode ser qualquer membro de desvio. Da mesma forma, o pino de cisalhamento 630 pode ser um parafuso, mola ou qualquer outro membro cisalhável. Além do uso de um disco de ruptura 626, uma mola 632 ou ambas as modalidades das FIGS. 7A e 7B funcionam de forma semelhante à modalidade das FIGS. 6A e 6B. Um aumento na pressão faz com que a trava 620 se mova longitudinalmente em relação ao mandril de atuação 614, resultando no desbloqueio do conjunto de travamento 610 (como mostrado na FIG. 7B).[0045] Referring now to FIGS. 7A and 7B, an alternative embodiment of the locking assembly 610 is shown herein. FIG. 7A is a cross-sectional view of a locking assembly 610 for a shallow seated barrier system 112A in a locked position, in accordance with one or more aspects of the present disclosure. FIG. 7B is a cross-sectional view of a locking assembly 610 for a shallow seated barrier system 112A in an unlocked position, in accordance with one or more aspects of the present disclosure. This embodiment has no rupture disk 626. Instead, one or more shear pins 630 to prevent the latch 620 from moving until adequate pressure is present. A spring 632 may be included to maintain the locking assembly 610 in an unlocked position. Although the spring 632 shown is a coil spring, the spring 632 may be any deflection member. Likewise, the shear pin 630 may be a screw, spring, or any other shearable member. In addition to the use of a rupture disk 626, a spring 632, or both embodiments of FIGS. 7A and 7B function similarly to the embodiment of FIGS. 6A and 6B. An increase in pressure causes the lock 620 to move longitudinally relative to the actuation mandrel 614, resulting in unlocking of the lock assembly 610 (as shown in FIG. 7B).

[0046] A FIG. 8A é uma vista lateral de um conjunto de travamento 610 para um sistema de barreira assentada rasa 112A em uma posição travada, de acordo com um ou mais aspectos da presente invenção. A FIG. 8B é uma vista lateral de um conjunto de fendas de travamento para uma barreira assentada rasa 112A em uma posição destravada, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação. Um ou mais ressaltos 634 podem se estender de um anel giratório de ressalto 636 para uma fenda contínua 638 em uma luva 640, proporcionando assim o conjunto de travamento 610. Conforme discutido anteriormente, a pressão pode fazer com que a trava 620 fique destravada. Na posição travada, uma porção de travamento 642 da trava 620 ocupa espaço dentro da fenda 638, mantendo os ressaltos 634 em uma posição de passagem no furo e evitando que os ressaltos 634 se movam em relação à fenda 638. À medida que a trava 620 se move para baixo devido ao aumento da pressão, a porção de travamento 642 se move para fora da fenda 638, permitindo que os ressaltos 634 se movam em relação à fenda 638 se houver uma força para cima ou para baixo agindo na luva 640.[0046] FIG. 8A is a side view of a locking assembly 610 for a shallow seated barrier system 112A in a locked position, in accordance with one or more aspects of the present invention. FIG. 8B is a side view of a set of locking slots for a shallow seated barrier 112A in an unlocked position, in accordance with one or more aspects of the present disclosure. One or more lugs 634 may extend from a lug swivel ring 636 to a continuous slot 638 in a sleeve 640, thereby providing the locking assembly 610. As previously discussed, pressure may cause the lock 620 to become unlocked. In the locked position, a locking portion 642 of the latch 620 occupies space within the slot 638, keeping the lugs 634 in a through-hole position and preventing the lugs 634 from moving relative to the slot 638. As the latch 620 moves downward due to increased pressure, the locking portion 642 moves out of the slot 638, allowing the lugs 634 to move relative to the slot 638 if there is an upward or downward force acting on the sleeve 640.

[0047] Na posição de passagem no furo e travada, a trava 620 está em uma posição para cima, na qual os ressaltos 634 estão engatadas com a porção de travamento 642 da trava 620. Conforme a coluna de ferramentas é abaixada no furo de poço, o conjunto de travamento 610 permanecerá na posição travada mostrada nas FIGS. 6A, 7A e 8A, com a trava 620 impedindo o movimento longitudinal relativo do anel giratório do ressalto 36 em relação à luva 640.[0047] In the through-hole and locked position, the latch 620 is in an upward position in which the lugs 634 are engaged with the locking portion 642 of the latch 620. As the tool string is lowered into the wellbore , locking assembly 610 will remain in the locked position shown in FIGS. 6A, 7A and 8A, with the lock 620 preventing the relative longitudinal movement of the rotating ring of the shoulder 36 in relation to the sleeve 640.

[0048] Uma vez que a pressão é aplicada e o conjunto de travamento 610 é destravado (como mostrado nas FIGS. 6B, 7B e 8B), o conjunto de travamento 610 pode ser acionado, permitindo que o anel giratório do ressalto 636 se mova longitudinalmente em relação à luva 640. Em outras palavras, o sistema de barreira de assentada rasa 112A pode ser de assentamento empurrando para baixo na coluna tubular de furo de poço 120, ferramenta de passagem 122A ou ambos, o que abaixa o ressalto 634. Embora qualquer tipo de fenda 638 possa ser usado, a modalidade mostrada usa uma fenda em J e, em particular, mostra uma fenda em J contínua. Dependendo da aplicação específica e do tipo de fenda, o assentamento da ferramenta pode envolver empurrar para baixo na coluna tubular do furo de poço 120 várias vezes. Assim, quando uma fenda em J contínua é usada, a ferramenta de assentamento 122A pode ser configurada apenas pelo movimento para cima e para baixo. Isso pode impedir que o operador percorra a fenda e assente o sistema de barreira assentada rasa 1122A prematuramente.[0048] Once pressure is applied and the locking assembly 610 is unlocked (as shown in FIGS. 6B, 7B and 8B), the locking assembly 610 can be actuated, allowing the rotating cam ring 636 to move longitudinally relative to the sleeve 640. In other words, the shallow-lying barrier system 112A can be seated by pushing down on the wellbore tubular string 120, passing tool 122A, or both, which lowers the shoulder 634. Although Any type of slot 638 may be used, the embodiment shown uses a J-slot and, in particular, shows a continuous J-slot. Depending on the specific application and slot type, seating the tool may involve pushing down on the wellbore tubular string 120 several times. Thus, when a continuous J-slot is used, the seating tool 122A can be set only by moving up and down. This may prevent the operator from traveling into the gap and seating the 1122A Shallow Seated Barrier System prematurely.

[0049] Para recuperação, a coluna de ferramenta ou coluna tubular de furo de poço 120 é simplesmente puxada para cima para fora do furo de poço 114. Isso fará com que o ressalto 634 engate novamente na fenda 638. Além disso, conforme a pressão fora do sistema de barreira assentada rasa 112A e, assim, a pressão dentro da câmara de fluido 622 é reduzida, a trava 620 pode se mover de volta para a posição travada, evitando qualquer movimento relativo subsequente do anel giratório do ressalto 636 em relação à luva 640.[0049] For retrieval, the tool string or wellbore tubular string 120 is simply pulled upwards out of the wellbore 114. This will cause the shoulder 634 to engage back into the slot 638. Furthermore, depending on the pressure outside the shallow seated barrier system 112A and thus the pressure within the fluid chamber 622 is reduced, the latch 620 can move back to the locked position, preventing any subsequent relative movement of the cam swivel ring 636 relative to the glove 640.

[0050] Embora a aplicação de pressão seja divulgada anteriormente como um evento desencadeador para permitir que o ressalto 634 se mova dentro da fenda 638, outros eventos também podem ocorrer para permitir que o ressalto 634 se mova dentro da fenda 638. Neste caso, a trava 620 pode ser configurada para permitir que o ressalto 634 se mova dentro da fenda após o evento desencadeador ter ocorrido, desde que uma condição predeterminada seja mantida. Por exemplo, mas não como forma de limitação, o evento desencadeador pode ser um temporizador atingindo um valor predeterminado e a condição predeterminada pode ser que o temporizador ainda não atingiu um segundo valor predeterminado.[0050] Although the application of pressure is previously disclosed as a triggering event to allow the shoulder 634 to move within the slot 638, other events may also occur to allow the shoulder 634 to move within the slot 638. In this case, the lock 620 may be configured to allow the shoulder 634 to move within the slot after the triggering event has occurred, as long as a predetermined condition is maintained. For example, but not by way of limitation, the triggering event may be a timer reaching a predetermined value and the predetermined condition may be that the timer has not yet reached a second predetermined value.

[0051] A FIG. 9 é uma vista lateral esquemática de um componente de mandril e um componente de trava deslizante de um sistema de barreira, por exemplo, sistema de barreira assentada profunda 112B das FIGS. 1 a 3, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação. O sistema de barreira assentada profunda 112B pode compreender um sistema de travamento mecânico 902. Em uma ou mais modalidades, o sistema de barreira assentada profunda 112B pode compreender uma extensão de mandril 920, um mandril 930, uma trava deslizante 950, um mandril de mola 960 e um alojamento de mola 980 onde o adaptador superior 910 e overshot 940 como ilustrado na FIG. 10 são removidos. O mandril 930 pode incluir um ou mais conjuntos 938 de ressaltos externos 935 espaçados circunferencialmente em torno do mandril 930. Em uma modalidade, o mandril 930 compreende quatro (4) conjuntos 938 de ressaltos externos 935, espaçados em intervalos de 90 graus circunferencialmente em torno do mandril 930, e cada conjunto 938 compreende dez (10) ressaltos externos espaçados longitudinalmente 935.[0051] FIG. 9 is a schematic side view of a mandrel component and a sliding lock component of a barrier system, e.g., deep seated barrier system 112B of FIGS. 1 to 3, in accordance with one or more aspects of this disclosure. The deep seated barrier system 112B may comprise a mechanical locking system 902. In one or more embodiments, the deep seated barrier system 112B may comprise a mandrel extension 920, a mandrel 930, a slide lock 950, a spring mandrel 960 and a spring housing 980 where the upper adapter 910 and overshot 940 as illustrated in FIG. 10 are removed. The mandrel 930 may include one or more sets 938 of external shoulders 935 spaced circumferentially around the mandrel 930. In one embodiment, the mandrel 930 comprises four (4) sets 938 of external shoulders 935, spaced at 90 degree intervals circumferentially around of the mandrel 930, and each assembly 938 comprises ten (10) longitudinally spaced external bosses 935.

[0052] A FIG. 10 é uma vista lateral esquemática em corte transversal de um adaptador superior 910 e um componente overshot 940 de um sistema de barreira assentada profunda 112B, de acordo com um ou mais aspectos da presente invenção. O adaptador superior 910 e o overshot 940 são desconectados dos componentes restantes do sistema de barreira assentada profunda 112B. O overshot 940 inclui um ou mais conjuntos 948 de ressaltos internos 945 espaçados circunferencialmente em torno do overshot 940. Em uma modalidade, o número e a localização dos ressaltos internos 945 no overshot 940 correspondem diretamente ao número e a localização dos ressaltos externos 935 no mandril 930. No entanto, em outras modalidades, um número diferente de ressaltos internos 945 e ressaltos externos 935 pode ser fornecido, desde que os ressaltos 945, 935 interajam para formar uma conexão liberável.[0052] FIG. 10 is a schematic cross-sectional side view of a top adapter 910 and an overshot component 940 of a deep seated barrier system 112B in accordance with one or more aspects of the present invention. The top adapter 910 and the overshot 940 are disconnected from the remaining components of the deep seated barrier system 112B. The overshot 940 includes one or more sets 948 of internal bosses 945 circumferentially spaced around the overshot 940. In one embodiment, the number and location of the internal bosses 945 on the overshot 940 directly correspond to the number and location of the external bosses 935 on the mandrel. 930. However, in other embodiments, a different number of internal lugs 945 and external lugs 935 may be provided, provided that the lugs 945, 935 interact to form a releasable connection.

[0053] Além disso, os ressaltos internos 945 e os ressaltos externos 935 são adaptadas para engatar de modo a suportar o peso abaixo da conexão liberável. O tamanho e o número os ressaltos de engate 945, 935 e, mais especificamente, a área de seção transversal total de engate dos ressaltos 945, 935, determina a quantidade de peso que pode ser suportada pelo sistema de barreira assentada profunda 112B, incluindo, mas não limitado à, ferramenta de passagem 122B. Em uma modalidade, quatro (4) conjuntos 948, 938 de dez (10) ressaltos 945, 935 são fornecidos no overshot 940 e no mandril 930, respectivamente; os conjuntos 948, 938 são espaçados em intervalos de 90 graus circunferencialmente; os ressaltos 945, 935 têm cada uma aproximadamente Yz polegada (1,27 cm) de largura e ^ de polegada (0,635 cm) de altura; e o sistema de barreira assentada profunda 112B é adaptada para suportar várias centenas de toneladas de peso, por exemplo, 500 toneladas de peso. Assumindo o mesmo tamanho dos ressaltos de engate 945, 935, a quantidade de peso que pode ser suportada pelo sistema de barreira assentada profunda 112B muda linearmente com a quantidade de ressaltos 945, 935 fornecida. Por exemplo, se a modalidade descrita anteriormente incluísse apenas metade dos ressaltos 945, 935, o sistema de barreira assentada profunda 112B seria adaptado para suportar 250 toneladas de peso, e se a modalidade descrita anteriormente incluísse o dobro dos ressaltos 945, 935, o sistema de barreira assentada profunda 112B seria adaptado para suportar 1.000 toneladas de peso. Da mesma forma, assumindo a mesma quantidade de ressaltos de engate 945, 935, a quantidade de peso que pode ser suportada pelo dispositivo 100 muda linearmente com o tamanho dos ressaltos 945, 935 fornecidos. Por exemplo, se a modalidade descrita anteriormente incluísse a mesma quantidade de ressaltos 945, 935, mas os ressaltos 945, 935 tivessem apenas metade do tamanho, o dispositivo 100 seria adaptado para suportar 250 toneladas de peso, e se a modalidade descrita anteriormente incluísse a mesma quantidade de ressaltos 945, 935, mas os ressaltos 945, 935 tivessem o dobro do tamanho, o sistema de barreira assentada profunda 112B seria adaptado para suportar 1.000 toneladas de peso.[0053] Furthermore, the internal projections 945 and the external projections 935 are adapted to engage to support the weight below the releasable connection. The size and number of the engagement lugs 945, 935, and more specifically the total cross-sectional area of engagement of the lugs 945, 935, determines the amount of weight that can be supported by the deep seated barrier system 112B, including, but not limited to, pass-through tool 122B. In one embodiment, four (4) sets 948, 938 of ten (10) bosses 945, 935 are provided on the overshot 940 and the mandrel 930, respectively; sets 948, 938 are spaced at 90 degree intervals circumferentially; projections 945, 935 are each approximately Yz inch (1.27 cm) wide and ^ inch (0.635 cm) tall; and the 112B deep seated barrier system is adapted to support several hundred tons of weight, for example, 500 tons of weight. Assuming the same size of engagement lugs 945, 935, the amount of weight that can be supported by the deep seated barrier system 112B changes linearly with the amount of lugs 945, 935 provided. For example, if the previously described embodiment included only half of the projections 945, 935, the deep seated barrier system 112B would be adapted to support 250 tons of weight, and if the previously described embodiment included twice as many projections 945, 935, the system of deep laid barrier 112B would be adapted to support 1,000 tons of weight. Likewise, assuming the same number of engagement lugs 945, 935, the amount of weight that can be supported by the device 100 changes linearly with the size of the lugs 945, 935 provided. For example, if the previously described embodiment included the same number of shoulders 945, 935, but the shoulders 945, 935 were only half the size, the device 100 would be adapted to support 250 tons of weight, and if the previously described embodiment included the same number of shoulders 945, 935, but shoulders 945, 935 were twice the size, the deep seated barrier system 112B would be adapted to support 1,000 tons of weight.

[0054] Como mais bem representado na FIG. 9 e FIG. 10, para auxiliar no alinhamento do overshot 940 conforme ele está sendo abaixado sobre o mandril 930 para recuperação do sistema de barreira assentada profunda 112B do furo de poço 114, pelo menos um conjunto 938 de ressaltos externos 935 compreende uma superfície superior cônica 936 no ressalto externo mais superior 935. Esta superfície superior cônica 936 corresponde à forma de pelo menos uma chaveta de alinhamento angular 949 no overshot 940. Assim, a interação entre a superfície superior cônica 936 no ressalto externo mais superior 935 e a chaveta de alinhamento angulada 949 orienta o overshot 940 para o alinhamento adequado de modo que o overshot 940 possa ser abaixado sobre o mandril 930.[0054] As best represented in FIG. 9 and FIG. 10, to assist in aligning the overshot 940 as it is being lowered onto the mandrel 930 for retrieving the deep seated barrier system 112B from the wellbore 114, at least one set 938 of external shoulders 935 comprises a tapered top surface 936 on the shoulder The uppermost outer shoulder 935. This tapered upper surface 936 corresponds to the shape of at least one angled alignment key 949 in the overshot 940. Thus, the interaction between the tapered upper surface 936 in the uppermost outer shoulder 935 and the angled alignment key 949 guides the overshot 940 for proper alignment so that the overshot 940 can be lowered onto the chuck 930.

[0055] Com referência novamente à FIG. 9, em uma modalidade, o mandril 930 compreende ainda uma ou mais fendas J 937 configuradas para receber pelo menos uma chaveta guia angulada 947 no overshot 940 quando o overshot 940 está sendo abaixado sobre o mandril 930. A fenda em J 937 está mostrada parcialmente coberta pela trava deslizante 950 na FIG. 2. A interação entre as fendas J 937 e as chaves guia anguladas 947 confere uma rotação de menos de 360 graus em uma primeira direção para o overshot 940 conforme ele está sendo abaixado longitudinalmente sobre o mandril estacionário 930. Nas modalidades mostradas neste documento, a interação entre as fendas J 937 e as chaves guia anguladas 947 confere um máximo de uma rotação de 90 graus ao overshot 940. Tal rotação faz com que os ressaltos internos 945 e os ressaltos externos 935 interajam para formar uma conexão liberável com a coluna tubular de furo de poço 120. Assim, as fendas J 937 atuam como fendas guia de rotação. Além disso, as fendas J 937 podem compreender entradas em forma de V 939 correspondentes à forma das chaves guia anguladas 947, facilitando assim a entrada das chaves guia 947 nas fendas J 937. Em outra modalidade do sistema de barreira assentada profunda 112B, o mandril 930 não inclui fendas J 937. Nesta modalidade, o overshot 940 é abaixado para uma posição conhecida em relação ao mandril 930, como engatando um ombro e, então, o overshot 40 é girado menos de 360 graus em uma primeira direção em relação ao mandril 930.[0055] Referring again to FIG. 9, in one embodiment, the mandrel 930 further comprises one or more J-slots 937 configured to receive at least one angled guide key 947 in the overshot 940 when the overshot 940 is being lowered onto the mandrel 930. The J-slot 937 is partially shown covered by slide lock 950 in FIG. 2. The interaction between the J slots 937 and the angled guide keys 947 imparts a rotation of less than 360 degrees in a first direction to the overshot 940 as it is being lowered longitudinally onto the stationary chuck 930. In the embodiments shown herein, the Interaction between the slots J 937 and the angled guide keys 947 imparts a maximum of a 90 degree rotation to the overshot 940. Such rotation causes the internal projections 945 and the external projections 935 to interact to form a releasable connection with the tubular column of wellbore 120. Thus, slots J 937 act as rotation guide slots. Furthermore, the J slots 937 may comprise V-shaped inlets 939 corresponding to the shape of the angled guide keys 947, thereby facilitating entry of the guide keys 947 into the J slots 937. In another embodiment of the deep seated barrier system 112B, the mandrel 930 does not include J slots 937. In this embodiment, the overshot 940 is lowered to a known position relative to the mandrel 930, such as engaging a shoulder, and then the overshot 40 is rotated less than 360 degrees in a first direction relative to the mandrel. 930.

[0056] Para desengatar os ressaltos internos 945 dos ressaltos externos 935, uma rotação de 45 graus oposta à primeira direção é aplicada à coluna tubular de furo de poço 120 da superfície do furo de poço 114, girando assim o overshot 940 em relação ao mandril 930. Para garantir que o overshot 940 não seja girado em overshot em relação ao mandril 930 durante a liberação, o mandril 930 pode compreender um batente de rotacional 934 que se estende entre pelo menos dois dos ressaltos externos 935 para atuar como uma barreira para evitar que os ressaltos internos 945 se reconectem e engatem novamente com os ressaltos externos 935.[0056] To disengage the inner lugs 945 from the outer lugs 935, a 45 degree rotation opposite to the first direction is applied to the wellbore tubular string 120 from the wellbore surface 114, thereby rotating the overshot 940 relative to the mandrel 930. To ensure that the overshot 940 is not rotated overshot relative to the mandrel 930 during release, the mandrel 930 may comprise a rotational stop 934 that extends between at least two of the outer shoulders 935 to act as a barrier to prevent that the inner lugs 945 reconnect and engage again with the outer lugs 935.

[0057] A FIG. 11 é uma vista lateral esquemática parcial, parcialmente em seção transversal, de um sistema de barreira assentada profunda 112B em uma configuração travada, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação. Referindo-se primeiro à sequência de operação inicial, a FIG. 11 representa o sistema de barreira assentada profunda 112B em uma configuração conectada, travada e com suporte de peso. Em particular, os ressaltos internos 945 no overshot 940 e os ressaltos externos 935 no mandril 930 são mostrados interagindo para formar uma conexão liberável e as superfícies superiores 943 dos ressaltos internos 945 são empurradas contra as superfícies inferiores 993 dos ressaltos externos 935, refletindo assim que o sistema de barreira assentada profunda 112B está suportando peso. Além disso, uma chaveta guia 947 no overshot 940 está mostrada disposta dentro de uma fenda em J 937 no mandril 930 e a trava deslizante 950 está em sua posição travada mais superior, cobrindo uma porção da fenda em J 937. A trava deslizante 950 é desviada para a posição travada por uma mola 970 disposta na cavidade da mola 975 dentro do alojamento da mola 980. Nesta posição travada, a trava deslizante 950 evita a desconexão do overshot 940 do mandril 930 durante a passagem.[0057] FIG. 11 is a partial schematic side view, partially in cross-section, of a deep seated barrier system 112B in a locked configuration, in accordance with one or more aspects of the present disclosure. Referring first to the initial operating sequence, FIG. 11 depicts the 112B deep seated barrier system in a connected, locked, weight-bearing configuration. In particular, the inner shoulders 945 on the overshot 940 and the outer shoulders 935 on the mandrel 930 are shown interacting to form a releasable connection and the upper surfaces 943 of the inner shoulders 945 are pushed against the lower surfaces 993 of the outer shoulders 935, thereby reflecting that the 112B deep seated barrier system is weight bearing. Furthermore, a guide key 947 in the overshot 940 is shown disposed within a J-slot 937 in the chuck 930 and the slide lock 950 is in its uppermost locked position, covering a portion of the J-slot 937. The slide lock 950 is deflected to the locked position by a spring 970 disposed in the spring cavity 975 within the spring housing 980. In this locked position, the slide lock 950 prevents disconnection of the overshot 940 from the chuck 930 during passage.

[0058] A FIG. 12 é uma vista lateral esquemática parcial, parcialmente em seção transversal, de um sistema de barreira assentada profunda 112B em uma configuração conectada e travada, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação. Uma vez que o sistema de barreira assentada profunda, por exemplo, sistema de barreira assentada profunda 112B, é abaixado para a profundidade especificada, necessária, selecionada ou desejada, uma força de profundidade assentada profunda pode ser aplicada na superfície 104 através da coluna tubular de furo de poço 120 para manipular o sistema de barreira assentada profunda 112B e particularmente o dispositivo de isolamento 124B. A FIG. 5 representa o sistema de barreira assentada profunda 112B posicionado para transferir força da coluna tubular de furo de poço 120B para o dispositivo de isolamento 124B. Conforme a força é aplicada através da coluna tubular de furo de poço 120, o overshot 940 é forçado para baixo em relação ao mandril 930 até que as superfícies inferiores 946 os ressaltos internos 945 sejam empurrados contra as superfícies superiores 996 dos ressaltos externos 935, transferindo assim a força para o dispositivo de isolamento 124B. Como mostrado na FIG. 12, a chaveta guia 947 no overshot 940 se moveu para baixo dentro da fenda em J 937 no mandril 930, mas a trava deslizante 950 ainda está inclinada pela mola 970 para sua posição travada mais alta.[0058] FIG. 12 is a partial schematic side view, partially in cross-section, of a deep seated barrier system 112B in a connected and locked configuration, in accordance with one or more aspects of the present disclosure. Once the deep seated barrier system, e.g., deep seated barrier system 112B, is lowered to the specified, required, selected or desired depth, a deep seated depth force may be applied to the surface 104 through the tubular column of wellbore 120 for manipulating the deep seated barrier system 112B and particularly the isolation device 124B. FIG. 5 depicts the deep seated barrier system 112B positioned to transfer force from the wellbore tubular string 120B to the isolation device 124B. As force is applied through the wellbore tubular string 120, the overshot 940 is forced downward relative to the mandrel 930 until the lower surfaces 946 of the inner shoulders 945 are pushed against the upper surfaces 996 of the outer shoulders 935, transferring thus the force for the isolation device 124B. As shown in FIG. 12, guide key 947 in overshot 940 has moved downward into J-slot 937 in chuck 930, but slide lock 950 is still tilted by spring 970 to its uppermost locked position.

[0059] As FIGS. 13 a 16 representam a sequência para destravar o sistema de barreira assentada profunda 112B e girar o overshot 940 em menos de 360 graus opostos da primeira direção em relação ao mandril 930 para permitir a remoção do adaptador superior 910 e overshot 940 do furo de poço 114. Referindo-se primeiro à FIG. 13, que é uma vista lateral esquemática parcial, parcialmente em seção transversal, de um sistema de barreira assentada profunda 112B em uma configuração conectada e destravada, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação. Depois que um ou mais dispositivos de isolamento 124B foram manipulados e definidos no furo de poço 114, a trava deslizante 950 pode ser forçada para baixo para destravar o sistema de barreira assentada profunda 112B aplicando uma pressão diferencial através da trava deslizante 950 contra a mola de desvio 970. Como não há fluido fluindo através do furo de fluxo 990 no sistema de barreira de assentamento profunda 112B, uma pressão diferencial pode ser aplicada através da trava deslizante 950 contra a mola 970, pressionando o espaço anular 126 formado entre o sistema de barreira assentada profunda 112B e o invólucro 128. Quando nenhuma pressão é aplicada ao espaço anular 126, a mola 970 se expande para desviar a trava deslizante 950 para cima para a posição travada. No entanto, porque a câmara de mola 975 está em comunicação de fluido com o furo de fluxo de dispositivo 990 por meio de portas 965 no mandril de mola 960, uma vez que a pressão é aplicada ao espaço anular 126, uma pressão diferencial é criada através da trava deslizante 950, permitindo assim que a trava deslizante 950 supere o desvio da mola 970 e se mova para baixo para a posição destravada mostrada na FIG. 13, em que a fenda em J 937 está totalmente visível. Assim, em uma modalidade, a trava deslizante 950 é desviada para responder à pressão no espaço anular 126.[0059] FIGS. 13 to 16 depict the sequence for unlocking the deep seated barrier system 112B and rotating the overshot 940 in less than 360 degrees opposite the first direction relative to the mandrel 930 to allow removal of the upper adapter 910 and overshot 940 from the wellbore 114 Referring first to FIG. 13, which is a partial schematic side view, partially in cross-section, of a deep seated barrier system 112B in a connected and unlocked configuration, in accordance with one or more aspects of the present disclosure. After one or more isolation devices 124B have been manipulated and set in the wellbore 114, the slide lock 950 can be forced downward to unlock the deep seated barrier system 112B by applying a differential pressure across the slide lock 950 against the spring. diversion 970. Since there is no fluid flowing through flow hole 990 in the deep seating barrier system 112B, a differential pressure can be applied across the slide lock 950 against the spring 970, pressing the annular space 126 formed between the barrier system deep seated space 112B and housing 128. When no pressure is applied to annular space 126, spring 970 expands to deflect slide lock 950 upward to the locked position. However, because the spring chamber 975 is in fluid communication with the device flow hole 990 through ports 965 in the spring mandrel 960, once pressure is applied to the annular space 126, a differential pressure is created. through slide latch 950, thereby allowing slide latch 950 to overcome deflection of spring 970 and move downward to the unlocked position shown in FIG. 13, in which the crack at J 937 is fully visible. Thus, in one embodiment, the slide latch 950 is deflected to respond to pressure in the annular space 126.

[0060] Em outra modalidade, a trava deslizante 950 pode ser desviada para responder à pressão diferencial criada pela aplicação de pressão ao furo de fluxo 990 em vez de aplicar pressão ao espaço anular 126. Novamente, porque a câmara de mola 975 está em comunicação de fluido com o furo de fluxo 990 por meio das portas 965 no mandril de mola 960, ao pressionar o fluido dentro do furo de fluxo 990, uma pressão diferencial é criada através da trava deslizante 950, permitindo assim que a trava deslizante 950 supere o desvio da mola 970 e mova para baixo para a posição destravada mostrada na FIG. 13. Assim, na modalidade alternativa, a trava deslizante 940 é desviada para responder à pressão da tubulação.[0060] In another embodiment, the slide lock 950 may be deflected to respond to the differential pressure created by applying pressure to the flow hole 990 rather than applying pressure to the annular space 126. Again, because the spring chamber 975 is in communication of fluid with the flow hole 990 through the ports 965 in the spring chuck 960, by pressing the fluid into the flow hole 990, a differential pressure is created across the slide lock 950, thereby allowing the slide lock 950 to overcome the deflection spring 970 and move down to the unlocked position shown in FIG. 13. Thus, in the alternative embodiment, slide lock 940 is deflected to respond to pipeline pressure.

[0061] Uma vez que o sistema de barreira assentada profunda 112B é destravado, e com a superfície inferior 946 dos ressaltos internos 945 apoiados contra a superfície superior 996 dos ressaltos externos 935, uma rotação oposta pode ser aplicada à coluna tubular de furo de poço 120, fazendo assim com que o adaptador superior 910 e o overshot 940 girem opostos à primeira direção em relação ao mandril 930. A rotação será inferior a 360 graus e, nas modalidades representadas neste documento, onde quatro (4) conjuntos de ressaltos 938, 948 que interagem estão posicionados a 90 graus de distância circunferencialmente, a rotação será de 45 graus. Como mostrado na FIG. 14, conforme esta rotação oposta de 45 graus é aplicada, os ressaltos internos 945 se desengatam e se movem para fora do alinhamento com os ressaltos externos 935 para uma posição liberada. Além disso, quando a rotação oposta é aplicada, o batente de rotação 934 fornecerá uma barreira para evitar a reconexão dos ressaltos internos 945 com os ressaltos externos 935.[0061] Once the deep seated barrier system 112B is unlocked, and with the lower surface 946 of the inner shoulders 945 resting against the upper surface 996 of the outer shoulders 935, an opposite rotation can be applied to the wellbore tubular string. 120, thereby causing the upper adapter 910 and overshot 940 to rotate opposite the first direction relative to the chuck 930. The rotation will be less than 360 degrees and, in the embodiments depicted herein, where four (4) sets of cams 938, 948 that interact are positioned 90 degrees apart circumferentially, the rotation will be 45 degrees. As shown in FIG. 14, as this opposite 45 degree rotation is applied, the inner lugs 945 disengage and move out of alignment with the outer lugs 935 to a released position. Furthermore, when opposite rotation is applied, the rotation stop 934 will provide a barrier to prevent reconnection of the inner lugs 945 with the outer lugs 935.

[0062] Uma vez que o overshot 940 é liberado do mandril 930, o adaptador superior 910 e o overshot 940 são removíveis dos componentes restantes do sistema de barreira assentada profunda 112B, como mostrado na FIG. 15. Após o adaptador superior 910 e o overshot 940 serem removidos, a extensão do mandril 920, o mandril 930, a trava deslizante 950, o mandril da mola 960, a mola 970 e o alojamento da mola 980 ainda estão conectados ao dispositivo de isolamento 124B dentro do furo de poço 114 como mostrado na FIG. 16.[0062] Once the overshot 940 is released from the mandrel 930, the upper adapter 910 and the overshot 940 are removable from the remaining components of the deep seated barrier system 112B, as shown in FIG. 15. After the upper adapter 910 and overshot 940 are removed, the chuck extension 920, chuck 930, slide lock 950, spring chuck 960, spring 970, and spring housing 980 are still connected to the locking device. insulation 124B within the wellbore 114 as shown in FIG. 16.

[0063] As FIGS. 11 a 16, quando vistas na ordem inversa, também representam uma sequência de operação de recuperação para o sistema de barreira assentada profunda 112B, em que o adaptador superior 910 e o overshot 940 são passados de volta no furo de poço 114 para se reconectar com o mandril 930 para retirar o sistema de barreira assentada profunda 112B incluindo o dispositivo de isolamento 124B e a ferramenta de passagem 122B do furo de poço 114. Com referência primeiro à FIG. 16, uma vista lateral esquemática parcial, parcialmente em seção transversal, do sistema de barreira assentada profunda 112B compreendendo a extensão de mandril 920, o mandril 930, a trava deslizante 950, o mandril de mola 960, a mola 970 e o alojamento de mola 980 são mostrados conectados ao dispositivo de isolamento 124B dentro do furo de poço 114. A trava deslizante 950 se moveu para cima sobre a fenda em J 937 em resposta à força da mola 970, uma vez que a pressão foi removida do espaço anular 126.[0063] FIGS. 11-16, when viewed in reverse order, also depict a retrieval operation sequence for the deep seated barrier system 112B, in which the top adapter 910 and overshot 940 are passed back into the wellbore 114 to reconnect with the mandrel 930 for withdrawing the deep seated barrier system 112B including the isolation device 124B and the passing tool 122B from the wellbore 114. Referring first to FIG. 16 is a partial schematic side view, partially in cross-section, of the deep seated barrier system 112B comprising the mandrel extension 920, the mandrel 930, the slide lock 950, the spring mandrel 960, the spring 970 and the spring housing. 980 are shown connected to isolation device 124B within wellbore 114. Slide lock 950 moved upward over J-slot 937 in response to spring force 970 once pressure was removed from annular space 126.

[0064] A FIG. 15 é uma vista lateral esquemática parcial, parcialmente em seção transversal, de um sistema de barreira assentada profunda 112B em uma configuração liberada. Conforme o adaptador superior 910 e o overshot 940 são abaixados sobre a extensão do mandril 920 e o mandril 930, a chaveta de alinhamento angulado 949 no overshot 940 engatará a superfície cônica superior 936 dos ressaltos externos 935 no mandril 930. Este engate fará com que o overshot 940 gire para o alinhamento adequado com o mandril 390 de modo que os conjuntos 948 de ressaltos internos 945 se encaixem entre os conjuntos 938 de ressaltos externos 935 conforme o overshot 940 continua se movendo para baixo. Portanto, independentemente da posição do overshot 940 conforme está ele está passando no furo de poço 114, a superfície cônica superior 936 nos ressaltos externos 935 irá interagir com os ângulos na chaveta de alinhamento 949 para alinhar adequadamente o overshot 940 em relação ao mandril 930.[0064] FIG. 15 is a partial schematic side view, partially in cross-section, of a deep seated barrier system 112B in a released configuration. As the upper adapter 910 and overshot 940 are lowered onto the mandrel extension 920 and mandrel 930, the angled alignment key 949 on the overshot 940 will engage the upper tapered surface 936 of the outer shoulders 935 on the mandrel 930. This engagement will cause the overshot 940 rotates into proper alignment with the mandrel 390 so that the sets 948 of inner lobes 945 fit between the sets 938 of outer lobes 935 as the overshot 940 continues to move downward. Therefore, regardless of the position of the overshot 940 as it passes through the wellbore 114, the upper tapered surface 936 on the outer shoulders 935 will interact with the angles on the alignment key 949 to properly align the overshot 940 with respect to the mandrel 930.

[0065] Além disso, em uma modalidade, a chaveta de alinhamento 949 tem um comprimento longitudinal que excede a distância entre dois dos ressaltos 935 no mandril 930. Portanto, porque a chaveta de alinhamento em angulada 949 não se encaixará entre dois ressaltos 935 no mandril 930, o overshot 940 e o mandril 390 não podem formar uma conexão parcial. Em vez disso, o overshot 940 deve ser abaixado completamente sobre o mandril 930 de modo que quando o overshot 940 for girado para formar a conexão liberável, os conjuntos 948 dos ressaltos 945 no overshot 940 e os conjuntos 938 dos ressaltos 935 no mandril 930 estejam totalmente engatados e a chaveta de alinhamento angulada 949 esteja posicionada abaixo do ressalto de mandril mais inferior 935.[0065] Furthermore, in one embodiment, the alignment key 949 has a longitudinal length that exceeds the distance between two of the lugs 935 on the mandrel 930. Therefore, because the angled alignment key 949 will not fit between two lugs 935 on the chuck 930, overshot 940 and chuck 390 cannot form a partial connection. Instead, the overshot 940 must be lowered completely onto the mandrel 930 so that when the overshot 940 is rotated to form the releasable connection, the assemblies 948 of the shoulders 945 on the overshot 940 and the assemblies 938 of the shoulders 935 on the mandrel 930 are fully engaged and the angled alignment key 949 is positioned below the lowermost chuck shoulder 935.

[0066] Com referência agora à FIG. 14, conforme o overshot 940 continua a ser abaixado em relação ao mandril 930, a chaveta guia angulada 947 se estenderá para a fenda em J 937 através da abertura em forma de V 939 enquanto engata mecanicamente em uma superfície superior cônica 952 na trava deslizante 50, forçando assim a trava deslizante 950 para baixo para uma posição destravada contra a força da mola 970. Assim, ao reconectar o overshot 940 ao mandril 930, não é necessário aplicar nenhuma pressão ao espaço anular 126 ou ao furo de fluxo 990 para fazer com que a trava deslizante 950 se mova para baixo contra a mola 970 em resposta à pressão diferencial. Em vez disso, é necessária apenas a força mecânica da chaveta guia angulada 947 agindo na superfície superior cônica 952 da trava deslizante 950. Em uma modalidade alternativa, a trava deslizante 950 pode ser acionada eletromecanicamente, tal como usando um motor de fundo de poço para retrair a trava deslizante 950 em resposta a um interruptor desarmado, por exemplo.[0066] Referring now to FIG. 14, as the overshot 940 continues to be lowered relative to the chuck 930, the angled guide key 947 will extend into the J-slot 937 through the V-shaped opening 939 while mechanically engaging a tapered upper surface 952 in the slide lock 50 , thereby forcing slide lock 950 downward to an unlocked position against the force of spring 970. Thus, when reconnecting overshot 940 to chuck 930, it is not necessary to apply any pressure to annular space 126 or flow hole 990 to cause that slide latch 950 moves downward against spring 970 in response to differential pressure. Instead, only the mechanical force of the angled guide key 947 acting on the tapered upper surface 952 of the slide lock 950 is required. In an alternative embodiment, the slide lock 950 may be electromechanically driven, such as using a downhole motor to retracting slide latch 950 in response to a tripped switch, for example.

[0067] Conforme o overshot 940 continua se movendo para baixo em uma direção longitudinal, a chaveta guia 947 atravessa a fenda em J 937 e a forma angular da fenda em J 937 irá, assim, transmitir uma rotação máxima de 990 graus na primeira direção para o overshot 940. Como mostrado na FIG. 13, conforme a chaveta guia 947 se move em direção ao ponto mais inferior na fenda em J 937, os ressaltos internos 945 do overshot 940 são girados para interagir com e engatar os ressaltos externos 935 no mandril 930. Uma vez que a chaveta guia 947 não está mais engatando na trava deslizante 950 para forçá-la mecanicamente para baixo, a trava deslizante 950 retornará para a posição travada mais superior mostrada na FIG.12, em resposta à força de desvio da mola 970.[0067] As the overshot 940 continues to move downward in a longitudinal direction, the guide key 947 passes through the J-slot 937 and the angular shape of the J-slot 937 will thus impart a maximum rotation of 990 degrees in the first direction. for the 940 overshot. As shown in FIG. 13, as the guide key 947 moves toward the lowest point in the J-slot 937, the inner lobes 945 of the overshot 940 are rotated to interact with and engage the outer lobes 935 in the chuck 930. Once the guide key 947 is no longer engaging slide latch 950 to mechanically force it downward, slide latch 950 will return to the uppermost locked position shown in FIG. 12, in response to the deflection force of spring 970.

[0068] A ferramenta de passagem 122B está agora reconectada e travada de modo que o dispositivo de isolamento 124B possa ser recuperado do furo de poço 114. Quando o sistema de barreira assentada profunda 112B está na configuração mostrada na FIG. 12, o dispositivo de isolamento 124B pode ser liberado do revestimento 128, transferindo, assim, peso para os ressaltos de interação e engate 945, 935. Isto permitirá que o overshot 940 seja levantado em relação ao mandril 930 de modo que a superfície superior 943 dos ressaltos internos 945 se encoste à superfície inferior 993 dos ressaltos externos 935, como mostrado na FIG. 11. Ainda com referência à FIG. 11, quando o sistema de barreira assentada profunda 112B está em uma posição de suporte de peso, em uma modalidade, a chaveta guia 947 é posicionada dentro de uma porção vertical da fenda em J 937 de modo que a chaveta guia 947 não suporte nenhum peso. Assim, a chaveta guia 947 não precisa ter a mesma resistência que os ressaltos 935, 945. Como mostrado na FIG. 11, o sistema de barreira assentada profunda conectado, bloqueado e de suporte de peso 112B é configurado para recuperar o dispositivo de isolamento 124B do furo de poço 114.[0068] The traversing tool 122B is now reconnected and locked so that the isolation device 124B can be retrieved from the wellbore 114. When the deep seated barrier system 112B is in the configuration shown in FIG. 12, the isolating device 124B can be released from the casing 128, thereby transferring weight to the interacting and engaging bosses 945, 935. This will allow the overshot 940 to be raised relative to the mandrel 930 so that the upper surface 943 of the internal projections 945 abuts the bottom surface 993 of the external projections 935, as shown in FIG. 11. Still referring to FIG. 11, when the deep seated barrier system 112B is in a weight-bearing position, in one embodiment, the guide key 947 is positioned within a vertical portion of the J-slot 937 such that the guide key 947 does not support any weight. . Thus, the guide key 947 need not have the same strength as the shoulders 935, 945. As shown in FIG. 11, the connected, locked, weight-bearing deep seated barrier system 112B is configured to retrieve the isolation device 124B from the wellbore 114.

[0069] Assim, o sistema de barreira assentada profunda 112B compreende uma conexão de suporte de peso liberável por meio dos ressaltos de interação e de engate 935, 945 que podem ser projetados para suportar grandes quantidades de peso, como 500 toneladas, por exemplo. Além disso, o sistema de barreira assentada profunda 112B facilita a liberação fácil de um dispositivo de isolamento 124B, tal como quando operando a partir de uma plataforma flutuante offshore, porque os ressaltos 935, 945 são desconectados por meio de uma rotação oposta de 45 graus do overshot 940 em relação ao mandril 930. Ao reconectar os ressaltos 935, 945, uma rotação de 45 graus na primeira direção pode ser transmitida automaticamente através de uma chaveta guia 947 interagindo com uma fenda em J 937. O sistema de barreira assentada profunda 112B pode compreender ainda várias características de segurança, como uma trava deslizante 950 que requer múltiplas ações para abrir na posição de passagem, evitando assim a desconexão inadvertida, uma chaveta de alinhamento 949 tendo um comprimento que impede uma conexão parcial entre os ressaltos 945 do overshot 940 e os ressaltos 935 do mandril 930 e um batente rotacional 934 que evita a reconexão inadvertida durante a liberação do overshot 940 do mandril 930.[0069] Thus, the deep seated barrier system 112B comprises a releasable weight-bearing connection via interaction and engagement lugs 935, 945 that can be designed to support large amounts of weight, such as 500 tons, for example. Additionally, the deep seated barrier system 112B facilitates easy release of an isolation device 124B, such as when operating from an offshore floating platform, because the lugs 935, 945 are disconnected via a 45-degree opposite rotation. of the overshot 940 relative to the mandrel 930. By reconnecting the lobes 935, 945, a rotation of 45 degrees in the first direction can be transmitted automatically through a guide key 947 interacting with a J-slot 937. The deep seated barrier system 112B may further comprise various safety features, such as a sliding lock 950 that requires multiple actions to open into the pass-through position, thereby preventing inadvertent disconnection, an alignment key 949 having a length that prevents partial connection between the lugs 945 of the overshot 940 and shoulders 935 of the chuck 930 and a rotational stop 934 that prevent inadvertent reconnection during release of the overshot 940 of the chuck 930.

[0070] A FIG. 17 é um fluxograma que ilustra um método para assentar um sistema de múltiplas barreiras de passagem única, por exemplo, sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150 das FIGS. 1 a 3, de acordo com um ou mais aspectos da presente divulgação. Na Etapa 1102, um sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150 é implantado em um furo de poço 114. Conforme discutido em relação à FIG. 1, o sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150 pode compreender múltiplos sistemas de barreira 112, por exemplo, sistema de barreira assentada rasa 112A e sistema de barreira assentada profunda 112B. Em uma ou mais modalidades, uma extremidade distal de uma coluna tubular de furo de poço 120 é acoplada ao sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150. Em uma ou mais modalidades, cada componente do sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150 é acoplado à coluna tubular de furo de poço 120 um por um conforme a coluna tubular de furo de poço 120 é passada no furo de poço 114. Por exemplo, conforme a coluna tubular de furo de poço 120 é abaixada no furo de poço 114, um sistema de barreira assentada profunda 112B é acoplado ao segmento de coluna tubular de furo de poço 120B, o segmento de coluna tubular de furo de poço 120B é acoplado ao sistema de barreira assentada rasa 112A, sistema de barreira assentada rasa 112A é acoplado ao segmento de coluna tubular de furo de poço 120A e segmento de coluna tubular de furo de poço 120A é acoplado a um ou mais outros segmentos da coluna tubular de furo de poço 120. O sistema de múltiplas barreiras de passagem única é inicialmente implantado com o sistema de barreira assentada rasa 112A e o sistema de barreira assentada profunda 112B em uma configuração travada de modo que o dispositivo de isolamento 124A e o dispositivo de isolamento 124B não sejam inadvertidamente assentados durante a implantação do sistema de múltiplas barreiras de única passagem 150 a uma profundidade especificada, necessária ou desejada no furo de poço 114. Por exemplo, o sistema de barreira assentada rasa 112A pode ser travado como discutido anteriormente em relação à FIG. 6A, 7A e 8A e o sistema de barreira assentada profunda 112B pode ser travado como discutido anteriormente em relação à FIG. 9 e FIG. 10. Em uma ou mais modalidades, o sistema de barreira assentada rasa 112A compreende uma característica de travamento hidráulico que evita que o dispositivo de isolamento 124A seja assentado até que uma pressão hidrostática especificada seja atingida na profundidade de assentamento rasa especificada, enquanto o sistema de barreira assentada profunda 112B compreende um sistema de travamento mecânico 902 que evita que o dispositivo de isolamento 124B seja assentado até que a profundidade assentada profunda específica tenha sido atingida.[0070] FIG. 17 is a flowchart illustrating a method for laying a single-pass multiple barrier system, e.g., single-pass multiple barrier system 150 of FIGS. 1 to 3, in accordance with one or more aspects of this disclosure. In Step 1102, a single-pass multiple barrier system 150 is deployed in a wellbore 114. As discussed in connection with FIG. 1, the single-pass multiple barrier system 150 may comprise multiple barrier systems 112, e.g., shallow laid barrier system 112A and deep laid barrier system 112B. In one or more embodiments, a distal end of a wellbore tubular string 120 is coupled to the single-pass multiple barrier system 150. In one or more embodiments, each component of the single-pass multiple barrier system 150 is coupled to the wellbore tubular string 120 one by one as the wellbore tubular string 120 is passed into the wellbore 114. For example, as the wellbore tubular string 120 is lowered into the wellbore 114, a system of deep seated barrier 112B is coupled to the wellbore tubular string segment 120B, the wellbore tubular string segment 120B is coupled to the shallow seated barrier system 112A, shallow seated barrier system 112A is coupled to the tubular string segment of wellbore tube 120A and wellbore tubular string segment 120A is coupled to one or more other segments of wellbore tubular string 120. The single pass multiple barrier system is initially deployed with the shallow seated barrier system 112A and the deep-seated barrier system 112B in a locked configuration so that the isolation device 124A and the isolation device 124B are not inadvertently seated during deployment of the single-pass multiple barrier system 150 to a specified depth, required or desired in the wellbore 114. For example, the shallow seated barrier system 112A may be locked as discussed previously in connection with FIG. 6A, 7A and 8A and the deep seated barrier system 112B may be locked as previously discussed in connection with FIG. 9 and FIG. 10. In one or more embodiments, the shallow seated barrier system 112A comprises a hydraulic locking feature that prevents the isolation device 124A from being seated until a specified hydrostatic pressure is reached at the specified shallow seated depth, while the shallow seated barrier system 112A deep seated barrier 112B comprises a mechanical locking system 902 that prevents the isolation device 124B from being seated until the specific deep seated depth has been reached.

[0071] Na etapa 1106, é determinado se a profundidade de assentamento para o sistema de barreira assentada profunda 112B foi atingida. A profundidade de assentamento pode ser baseada em um ou mais parâmetros da formação 102, o furo de poço 114 ou qualquer outro parâmetro ou combinação dos mesmos. A profundidade de cada componente do sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150 conforme é implantado no furo de poço 114 pode ser determinada por qualquer uma ou mais técnicas para determinar a profundidade em um furo de poço 114. Por exemplo, o comprimento de cada segmento da coluna tubular de furo de poço 120 e qualquer ferramenta de fundo de poço fixada à coluna tubular de furo de poço podem ser conhecidos de tal modo que a coluna tubular de furo de poço 120 é passada no furo de poço 114, a profundidade da extremidade distal de ou qualquer porção ao longo da coluna tubular de furo de poço 120 é conhecida[0071] In step 1106, it is determined whether the settlement depth for the deep laid barrier system 112B has been reached. The seating depth may be based on one or more parameters of the formation 102, the wellbore 114, or any other parameter or combination thereof. The depth of each component of the single-pass multiple barrier system 150 as it is deployed in the wellbore 114 may be determined by any one or more techniques for determining depth in a wellbore 114. For example, the length of each segment of the wellbore tubular string 120 and any downhole tool attached to the wellbore tubular string may be known such that the wellbore tubular string 120 is passed into the wellbore 114, the depth of the end distal of or any portion along the wellbore tubular string 120 is known

[0072] Na etapa 1112, uma vez que a profundidade de assentamento para o sistema de barreira assentada profunda 112B foi atingida, a implantação da coluna tubular de furo de poço 120 é interrompida ou travada e o dispositivo de isolamento 124B (por exemplo, a barreira assentada profunda) é definido. Por exemplo, a atuação do motor 116 e do guincho 118 da FIG. 1 pode ser interrompida, travada ou suspensa. Como o sistema de barreira assentada rasa 112A permanece travado durante a implantação do sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150, o dispositivo de isolamento 124B pode ser assentado independentemente do dispositivo de isolamento 124A. Por exemplo, o dispositivo de isolamento 124B pode ser assentado de acordo com qualquer uma ou mais modalidades discutidas anteriormente em relação às FIGS. 9 e 10, enquanto o dispositivo de isolamento 124A permanece travado, como discutido anteriormente em relação às FIGS. 6A, 7A e 8A. Em uma ou mais modalidades, o dispositivo de isolamento 124B é mecanicamente assentado com rotação da coluna tubular do furo de poço 120, movimento para cima e para baixo da coluna tubular do furo de poço 120 ou qualquer outra manipulação da coluna tubular do furo de poço 120.[0072] In step 1112, once the seating depth for the deep seated barrier system 112B has been reached, the deployment of the wellbore tubular string 120 is stopped or locked and the isolation device 124B (e.g., the deep seated barrier) is defined. For example, the actuation of the engine 116 and winch 118 of FIG. 1 can be interrupted, locked or suspended. Because the shallow seated barrier system 112A remains locked during deployment of the single-pass multiple barrier system 150, the isolation device 124B can be seated independently of the isolation device 124A. For example, isolation device 124B may be seated in accordance with any one or more embodiments discussed previously in connection with FIGS. 9 and 10, while the isolation device 124A remains locked, as discussed previously in connection with FIGS. 6A, 7A and 8A. In one or more embodiments, the isolation device 124B is mechanically seated with rotation of the wellbore tubular string 120, up and down movement of the wellbore tubular string 120, or any other manipulation of the wellbore tubular string. 120.

[0073] Na etapa 1118, o sistema de barreira assentada profunda 112B é desconectado do segmento de coluna tubular de furo de poço 120B. Por exemplo, a ferramenta de passagem 122B pode ser desconectada do segmento de coluna tubular de furo de poço 120B, conforme discutido a seguir em relação às FIGS. 13 a 16. Em uma ou mais modalidades, a ferramenta de passagem 122B pode ser mecanicamente, hidraulicamente ou mecanicamente e hidraulicamente desconectada do segmento de coluna tubular de furo de poço 120B.[0073] In step 1118, the deep seated barrier system 112B is disconnected from the wellbore tubular string segment 120B. For example, the through-hole tool 122B may be disconnected from the wellbore tubular string segment 120B, as discussed below in connection with FIGS. 13 to 16. In one or more embodiments, the passage tool 122B may be mechanically, hydraulically, or mechanically and hydraulically disconnected from the wellbore tubular string segment 120B.

[0074] Na etapa 1124, uma vez que o sistema de barreira assentada profunda 112B foi desconectado da coluna tubular de furo de poço 120, a coluna tubular de furo de poço 120 é retraída ou recolhida para dispor ou posicionar o sistema de barreira assentada rasa 112A em uma profundidade especificada, determinada, necessária ou selecionada, uma profundidade assentada rasa. Por exemplo, o motor 116 e o guincho 118 da FIG. 1 podem ser acionados para puxar, recuperar ou retrair um ou mais segmentos da coluna tubular de furo de poço 120 do furo de poço 114.[0074] In step 1124, once the deep seated barrier system 112B has been disconnected from the wellbore tubular string 120, the wellbore tubular string 120 is retracted or retracted to arrange or position the shallow seated barrier system. 112A at a specified, determined, required or selected depth, a shallow laid depth. For example, the engine 116 and winch 118 of FIG. 1 may be actuated to pull, retrieve, or retract one or more segments of the wellbore tubular string 120 from the wellbore 114.

[0075] Na etapa 1130, é determinado se a profundidade de assentamento para o sistema de barreira assentada rasa foi atingida. A profundidade de assentamento pode ser baseada em um ou mais parâmetros da formação 102, o furo de poço 114 ou qualquer outro parâmetro ou combinação dos mesmos. A profundidade de cada componente do sistema de múltiplas barreiras de passagem única 150 conforme é retraído, recuperado, recolhido ou puxado do furo de poço 114 pode ser determinada por qualquer uma ou mais técnicas para determinar a profundidade em um furo de poço, como discutido anteriormente em relação a etapa 1106.[0075] In step 1130, it is determined whether the settlement depth for the shallow laid barrier system has been reached. The seating depth may be based on one or more parameters of the formation 102, the wellbore 114, or any other parameter or combination thereof. The depth of each component of the single-pass multiple barrier system 150 as it is retracted, retrieved, collected, or pulled from the wellbore 114 may be determined by any one or more techniques for determining depth in a wellbore, as discussed previously. in relation to step 1106.

[0076] Na etapa 1136, uma vez que a profundidade de assentamento para o sistema de barreira assentada profunda 112B foi atingida, a implantação da coluna tubular de furo de poço 120 é interrompida ou travada e o dispositivo de isolamento 124A (por exemplo, a barreira assentada rasa) é assentado. Por exemplo, a atuação do motor 116 e do guincho 118 da FIG. 1 pode ser interrompida, travada ou suspensa. Em uma ou mais modalidades, o dispositivo de isolamento 124A pode ser assentado de acordo com qualquer uma ou mais modalidades discutidas anteriormente em relação às FIGS. 6B, 7B e 8B. Em uma ou mais modalidades, o dispositivo de isolamento 124A é assentado aplicando pressão de espaço anular ao furo de poço 114 que rompe um disco, por exemplo, o disco de ruptura 412 da FIG. 4A ou disco de ruptura 626 da FIG. 6A, para destravar uma fenda em J, por exemplo, a fenda 638 das FIGS. 8A e 8B, para assentar o dispositivo de isolamento 124A como discutido anteriormente.[0076] In step 1136, once the seating depth for the deep laid barrier system 112B has been reached, the deployment of the wellbore tubular string 120 is stopped or locked and the isolation device 124A (e.g., the shallow laid barrier) is laid. For example, the actuation of the engine 116 and winch 118 of FIG. 1 can be interrupted, locked or suspended. In one or more embodiments, the isolation device 124A may be seated in accordance with any one or more embodiments discussed previously in connection with FIGS. 6B, 7B and 8B. In one or more embodiments, the isolation device 124A is seated by applying annular space pressure to the wellbore 114 that ruptures a disk, e.g., the rupture disk 412 of FIG. 4A or rupture disk 626 of FIG. 6A, to unlock a J-slot, e.g., slot 638 of FIGS. 8A and 8B, for seating the isolation device 124A as discussed previously.

[0077] Na etapa 1142, uma vez que o dispositivo de isolamento 124A foi assentado, a ferramenta de passagem 122A é desconectada do segmento de coluna tubular de furo de poço 120A. Por exemplo, a ferramenta de passagem 122A pode ser desconectada do segmento de coluna tubular de furo de poço 120A hidraulicamente, mecanicamente ou ambos. Em uma ou mais modalidades, o sistema de barreira assentada rasa 112A incluindo a ferramenta de passagem 122A é desconectado do segmento de coluna tubular de furo de poço 120A de uma maneira semelhante como discutido anteriormente em relação ao sistema de barreira assentada profunda 112B.[0077] In step 1142, once the isolation device 124A has been seated, the passing tool 122A is disconnected from the wellbore tubular string segment 120A. For example, the through-hole tool 122A may be disconnected from the wellbore tubular string segment 120A hydraulically, mechanically, or both. In one or more embodiments, the shallow seated barrier system 112A including the passage tool 122A is disconnected from the wellbore tubular string segment 120A in a similar manner as discussed previously in connection with the deep seated barrier system 112B.

[0078] Na etapa 1148, quaisquer segmentos restantes da coluna tubular de furo de poço 120 são retraídos, recuperados ou desarmados para fora do furo de poço 114. Uma ou mais outras etapas podem ser iniciadas uma vez que a coluna tubular de furo de poço 120 foi desarmada para fora do furo de poço 114 para completar uma dada operação.[0078] In step 1148, any remaining segments of the wellbore tubular string 120 are retracted, recovered, or disarmed out of the wellbore 114. One or more other steps may be initiated once the wellbore tubular string 120 was disarmed out of the wellbore 114 to complete a given operation.

[0079] Assim, a presente invenção está devidamente adaptada para corresponder às finalidades e vantagens mencionadas, bem como as que são inerentes à mesma. As modalidades particulares divulgadas anteriormente são meramente ilustrativas, uma vez que a presente invenção pode ser modificada e praticada de maneiras diferentes, porém equivalentes, evidentes aos versados na técnica que tiverem o benefício dos ensinamentos neste documento. Além disso, nenhuma limitação é pretendida para os detalhes de construção ou concepção mostrados neste documento, a não ser como descrito nas reivindicações a seguir. Portanto, é evidente que as modalidades ilustrativas particulares divulgadas anteriormente podem ser alteradas ou modificadas e que todas essas variações estão consideradas dentro do escopo da presente divulgação. Além disso, os termos nas reivindicações têm seu significado simples e comum, a menos que explícita e claramente definidos pelo titular da patente.[0079] Thus, the present invention is duly adapted to correspond to the aforementioned purposes and advantages, as well as those inherent to it. The particular embodiments disclosed above are merely illustrative, as the present invention can be modified and practiced in different but equivalent ways, evident to those skilled in the art who have had the benefit of the teachings herein. Furthermore, no limitation is intended on the construction or design details shown herein other than as described in the following claims. Therefore, it is evident that the particular illustrative embodiments disclosed above may be changed or modified and that all such variations are considered within the scope of the present disclosure. Furthermore, terms in the claims have their plain and ordinary meaning unless explicitly and clearly defined by the patent holder.

Claims

1. Method of laying a single-pass multiple barrier system, characterized in that it comprises: deploying a single-pass multiple barrier system (150) in a wellbore tubular string (120) in a wellbore (114) of a formation (102), wherein the single-pass multiple barrier system (150) comprises a deep seated barrier system (112B) at a distal end of the wellbore tubular string (120) and a system of shallow laid barrier (112A) above the deep laid barrier system (112B); determining whether a first depth in the wellbore (114) has been achieved by the single-pass multiple barrier system (150); seating a first isolation device (124B) from the deep seated barrier system (112B), wherein the shallow seated barrier system (112A) comprises a rupture disk (412, 626) that prevents a shoulder from moving within a continuous J-slot to prevent settling of the shallow laid barrier system (112A) during seating of the first isolation device (124B); disconnect the deep seated barrier system (112B) from the wellbore tubular string (120); recovering the wellbore tubular string (120) to a second depth; seating a second isolation device (124A) from the shallow laid barrier system (112A); and disconnect the shallow seated barrier system (112A) from the wellbore tubular string (120).

2. Method according to claim 1, characterized by the fact that seating the second device (124A) comprises: breaking the rupture disk (412, 626); allowing the shoulder to move within the continuous J-slot; and lifting up and pushing down on the wellbore tubular string (120).

3. Method according to claim 1 or 2, characterized in that the first isolation device (124B) is coupled to a first passing tool, and in which disconnecting the deep-seated barrier system (112B) from the column wellbore tube (120) comprises disengaging the first passage tool from the wellbore tubular string (120).

4. Method according to any one of claims 1 to 3, characterized by the fact that the shallow seated barrier system (112A) is coupled to a second passing tool, wherein the second passing tool is coupled to the tubular column of wellbore (120) and wherein disconnecting the shallow seated barrier system (112A) from the wellbore tubular string (120) comprises disengaging the second passage tool from the wellbore tubular string (120).

5. Method according to any one of claims 1 to 4, characterized by the fact that it further comprises: extending one or more first projections (508) of one or more first anchors (506) of the deep seated barrier system (112B) to contact at least one of the wellbore (114), an annular space (126) disposed within the wellbore (114), and a casing (128) disposed within the wellbore (114).

6. Method according to any one of claims 1 to 5, characterized by the fact that it further comprises: extending one or more second projections (408) of one or more second anchors (406) of the shallow laid barrier system (112A) to contact at least one of the wellbore (114), an annular space (126) disposed within the wellbore (114), and a casing (128) disposed within the wellbore (114).

7. Method according to any one of claims 1 to 6, characterized in that it further comprises at least one of: maintaining the positioning of the first isolation device (124B) in an annular space (126) of the wellbore (114 ) by means of a first centralizer (504), maintain the positioning of the second isolation device (124A) in an annular space (126) of the wellbore (114) by means of a second centralizer (404) and recover the tubular column of wellbore (120) of wellbore (114).

8. Method according to any one of claims 1 to 7, characterized in that at least one of the first depth and the second depth is based on one or more parameters of the formation.

9. Single-pass multiple barrier system (150), characterized in that it comprises: a deep seated barrier system (112B), wherein the deep seated barrier system (112B) comprises a first isolation device (124B) and a first through tool, wherein the first through tool couples to a first portion of a wellbore tubular string (120); a shallow laid barrier system (112A), wherein the shallow laid barrier system (112A) comprises a second isolation device (124A) and a second passing tool, wherein the second passing tool couples to a second portion of a wellbore tubular string (120); and a shallow seated barrier system locking assembly (112A), wherein the locking assembly is locked and unlocked independently of the deep seated barrier system (112B); wherein the locking assembly comprises a rupture disc (412, 626) that prevents a shoulder from moving within a continuous J-slot to prevent settlement of the shallow seated barrier system (112A) during seating of the first locking device. insulation (124B).

10. Single-pass multiple barrier system (150) according to claim 9, characterized in that the shoulder moves within the continuous J-slot when the rupture disk (412, 626) ruptures to define the second isolation device (124A).

11. Single-pass multiple barrier system (150) according to claim 9 or 10, characterized in that the deep seated barrier system (112B) further comprises at least one of: a first passage tool coupled to the first isolation device (124B) and the wellbore tubular string (120), wherein the first passing tool disconnects from the wellbore tubular string (120) to seat the first isolation device (124B) and reconnects with the wellbore tubular string (120) for recovering the first isolation device (124B); and one or more first anchors (506) and one or more first projections (508) of the one or more first anchors (506), wherein the one or more first projections (508) extend to contact at least one of the wellbore (114), an annular space (126) disposed within the wellbore (114) and a casing (128) disposed within the wellbore (114).

12. Single pass multiple barrier system (150) according to any one of claims 9 to 11, characterized in that the shallow seated barrier system (112A) further comprises: at least one of: a second pass tool coupled to the second isolation device (124A) and the wellbore tubular string (120), wherein the second passing tool disconnects from the wellbore tubular string (120) to seat the second isolation device (124A) and reconnects with the wellbore tubular string (120) to retrieve the second isolation device (124A); and one or more second anchors (406) and one or more second projections (408) of the one or more second anchors (406), wherein the one or more second projections (408) extend to contact at least one of the wellbore (114), an annular space (126) disposed within the wellbore (114) and a casing (128) disposed within the wellbore (114).

13. Single-pass multiple barrier system (150) according to any one of claims 9 to 12, characterized in that at least one of the deep seated barrier system (112B) further comprises a first centralizer (504) and the shallow laid barrier system (112A) further comprises a second centralizer (404).

14. Single-pass multiple barrier system (150) according to any one of claims 9 to 13, characterized in that the wellbore tubular string (120) comprises a first coupled wellbore tubular string segment to the first through-hole tool and the shallow-seated barrier system (112A) and a second wellbore tubular string segment coupled to the second through-hole tool, wherein the first through-hole tool disengages from the first wellbore tubular string segment. wellbore to seat the deep seated barrier system (112B) and wherein the second passing tool disengages from the second wellbore tubular string segment to seat the shallow seated barrier system (112A).