BRPI0519239B1

BRPI0519239B1 - método para injetar fluido em um poço

Info

Publication number: BRPI0519239B1
Application number: BRPI0519239A
Authority: BR
Inventors: R Smith David; L Bolding Jeffrey; G Hill Thomas
Original assignee: Bj Services Co
Priority date: 2004-12-22
Filing date: 2005-12-22
Publication date: 2019-01-15
Also published as: MX2007007451A; EP1828538A2; US20080169106A1; WO2006069247A2; AU2005319126B2; US7861786B2; EP1828538B1; CA2590594C; NO20073173L; EP1828538A4; CA2590594A1; WO2006069247A3; EG24676A; DK1828538T3; BRPI0519239A2; AU2005319126A1

Abstract

método e aparelho para desvio de fluido de uma ferramenta de poço. são revelados aparelhos e métodos para injetar estimulantes químicos (284) em uma zona de produção (102, 202) através de uma coluna de tubulação de produção (110, 210) em torno de uma obstrução de fundo de furo. os aparelhos e métodos incluem avançar um conjunto de vedação de ancoragem (200) até um perfil de atracação (120, 220) localizado dentro de uma coluna de tubulação de produção (110, 210) conjunto de vedação de ancoragem (200) está em comunicação com uma estação de superfície através de um conduto de injeção (260, 264) e inclui um caminho de desvio (262) para injetar diversos fluidos para uma zona abaixo.

Description

1/20

MÉTODO PARA INJETAR FLUIDO EM UM POÇO REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDO RELACIONADO

[001]	Esse pedido reivindica o benefício do pedido
provisório	US 60/593.216 depositado em 22 de dezembro de
2004 .	ANTECEDENTES DA INVENÇÃO
[002]	A presente invenção se refere geralmente aos

aparelhos de subsuperficie usados na indústria de produção de petróleo. Mais especificamente, a presente invenção se refere a um aparelho e método para conduzir fluido através de aparelhos de subsuperf icie, tal como uma válvula de segurança de subsuperficie, para um local de fundo de furo.

Ainda mais

especificamente, a presente invenção se refere

aos aparelhos e métodos para instalar uma válvula de segurança de subsuperficie incorporando um conduto de desvio

permitindo

comunicações entre uma estação de superfície e

uma zona inferior independente da operação da válvula de segurança.

[003] Existem várias obstruções dentro de colunas de tubulação de produção em furos de poços subterrâneos. Válvulas, desviadores, vedadores, tampões, portas laterais corrediças, dispositivos de controle de fluxo, juntas de expansão, acessórios de ligar/desligar, niples de atracação, componentes de acabamento duplo, e outros equipamentos de completação recuperáveis de tubulação podem obstruir o desdobramento de colunas de tubulações capilares para zonas

de produção subterrâneas.	Um	ou	mais	desses tipos	de
obstruções ou ferramentas	são	mostrados	nas Patentes	dos
Estados Unidos, a seguir,	que	são	aqui	incorporadas	como

referência: Young, 3.814.181; Pringle, 4.520.870; Carmody et

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2/20 al., 4.415.036; Pringle, 4.460.046; Mott, 3.763.933; Morris, 4.605.070; e Jackson et al., 4.144.937. Particularmente, as circunstâncias onde operações de estimulação devem ser realizadas em poços de hidrocarboneto não produtores, as obstruções ficam no caminho das operações que são capazes de obter produção contínua de um poço há muito considerado esgotado. A maioria dos poços esgotados não está sem reservas de hidrocarboneto, mais propriamente, a pressão natural da zona de produção de hidrocarboneto é tão baixa que ele falha em superar a pressão hidrostática ou altura de carga hidrostática da coluna de produção. Frequentemente, operações secundárias de recuperação e ascensão artificial são realizadas para recuperar os recursos restantes, mas tais operações comumente são muito complexas e dispendiosas para serem realizadas em todos os poços. Felizmente, muitos sistemas novos permitem a produção continuada de hidrocarboneto sem mecanismos de ascensão artificial e recuperação, secundários. Muitos desses sistemas utilizam a injeção periódica de diversas substâncias químicas na zona de produção para estimular a zona de produção desse modo aumentando a produção de quantidades comercializadas de óleo e gás. Contudo, obstruções nos poços produtores frequentemente ficam no caminho do desdobramento de um conjunto de injeção para a zona de produção de modo que os produtos químicos de estimulação possam ser injetados. Embora muitas dessas obstruções sejam removidas, elas são tipicamente componentes exigidos para manter a produção do poço de modo que a remoção permanente não é exequível. Portanto, um mecanismo para trabalhar em torno das mesmas seria altamente desejado.

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3/20 [004] A mais comum dessas obstruções encontradas nas colunas de tubulação de produção são válvulas de segurança de superfície. As válvulas de segurança de subsuperfície são instaladas tipicamente em colunas de tubulação desdobradas para furos de poço subterrâneo para impedir o escapamento de fluidos a partir de uma zona para outra. Frequentemente, válvulas de segurança de subsuperfície são instaladas para impedir que os fluidos de produção estourem a partir de uma zona de produção inferior quer seja para uma zona superior ou para a superfície. Sem as válvulas de segurança, aumentos súbitos na pressão de fundo de furo podem levar a estouros desastrosos de fluidos para a atmosfera ou zonas isoladas. Portanto, várias normas de perfuração e produção em todo o mundo exigem que válvulas de segurança sejam instaladas dentro de colunas de tubulação de produção antes de certas operações poderem prosseguir.

[005] As válvulas de segurança permitem a comunicação entre zonas isoladas sob condições regulares, mas são projetadas para fechar quando existirem condições de fundo de furo, indesejáveis. Um tipo popular de válvula de segurança é comumente referido como válvula de segurança de subsuperfície controlada da superfície (SCSSV). As SCSSVs incluem tipicamente um elemento de fechamento geralmente na forma de um disco circular ou curvo, uma esfera giratória, ou um cabeçote móvel, que engata uma sede de válvula correspondente para isolar zonas localizadas acima e abaixo do elemento de fechamento no poço de subsuperfície. A SCSSV é construída preferivelmente e de tal modo que o fluxo através da sede de válvula é tão irrestrito quanto possível. Normalmente, as SCSSVs estão localizadas dentro da tubulação

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4/20 de produção e isolam as zonas de produção das porções superiores da tubulação funcionam como válvulas de produção. Otimamente, as SCSSVs de retenção, com elevado espaço livre, em que elas permitem fluxo substancialmente irrestrito através das mesmas quando abertas e vedam completamente o fluxo em uma direção quando fechadas.

Particularmente, as válvulas de segurança de tubulação de produção impedem que os fluidos a partir das zonas de produção fluam para cima da tubulação de produção quando fechadas, mas permitem ainda o fluxo de fluidos (e o movimento das ferramentas) para a zona de produção a partir de cima.

[006] Membros de fechamento nas SCSSVs freqüentemente são energizados com um elemento de propensão (mola, cilíndrico hidráulico, carga de gás e semelhante, como é sabido na indústria) de tal modo que se nenhuma pressão for exercida a partir da superfície, a válvula permanece fechada. Nessa posição fechada, qualquer acúmulo de pressão a partir da zona de produção abaixo empurrará o elemento de fechamento contra a sede de válvula e atuará para reforçar qualquer vedação entre os mesmos. Durante uso, os elementos de fechamento são abertos para permitir o fluxo livre e deslocamento de fluidos de produção e ferramentas através dos mesmos.

[007] Anteriormente, para instalar um conduto de injeção de produtos químicos em torno de uma obstrução de tubulação de produção, a coluna de tubulação de produção inteira tinha que ser recuperada do poço e o conduto de injeção incorporado na coluna antes da substituição. Esse processo é dispendioso e demorado, de modo que ele somente

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5/20 pode ser executado em poços com capacidade de produção suficiente para justificar o custo. Uma solução mais simples e menos dispendiosa seria bem recebida na indústria de produção de petróleo.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO [008] As deficiências da técnica anterior são resolvidas por um conjunto de vedação de ancoragem a ser estendido dentro de uma coluna de tubulação de produção. O conjunto de válvula de segurança de subsuperficie inclui preferivelmente um corpo principal proporcionando uma conexão superior com um conduto de injeção superior, um perfil de engate, uma válvula de elemento de fechamento, e uma conexão inferior para um conduto de injeção inferior. A válvula de segurança inclui preferivelmente um caminho se estendendo através do corpo principal e em torno da válvula para conectar a conexão superior à conexão inferior. O perfil de engate é configurado preferivelmente para ser mantido dentro de um perfil de atracação localizado dentro da coluna de tubulação de produção. A válvula de segurança também inclui preferivelmente um conduto de acionamento para operar a válvula entre uma posição aberta e uma posição fechada e um conjunto de vedação para vedar uma interface entre a coluna de tubulação de produção e o corpo principal.

[009] As deficiências da técnica anterior também são tratadas por um método para injetar fluido em um poço abaixo de uma válvula de segurança de subsuperficie. O método inclui instalar uma coluna de tubulação de produção no poço, a coluna de tubulação de produção incluindo um perfil hidráulico. O método inclui empregar uma válvula de segurança de subsuperficie na coluna de tubulação de produção em uma

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6/20 extremidade distai de um conduto de injeção superior, a válvula de segurança de subsuperficie incluindo um elemento de fechamento. O método inclui preferivelmente engatar a válvula de segurança de subsuperficie no perfil de atracação. O método inclui preferivelmente estender um conduto de injeção inferior a partir da válvula de segurança de subsuperficie até uma zona inferior, o conduto de injeção inferior em comunicação com o conduto de injeção superior através de um caminho de desvio da válvula de segurança de subsuperficie. O método inclui preferivelmente injetar um fluido a partir de um local de superfície até a zona inferior através do conduto de injeção superior, do caminho de desvio, e do conduto de injeção inferior.

[010] As deficiências da técnica anterior também são tratadas por um método para injetar fluido em um poço. O método inclui preferivelmente instalar uma coluna de tubulação de produção no poço, a tubulação de produção incluindo um perfil de atracação. O método inclui preferivelmente empregar uma válvula de segurança de subsuperficie no perfil de atracação, a válvula de segurança de subsuperficie conectada à extremidade distai de um conduto de injeção superior. O método inclui preferivelmente instalar um conduto de injeção inferior em uma extremidade distai da válvula de segurança de subsuperficie, o conduto de injeção inferior em comunicação com o conduto de injeção superior através de um caminho de desvio. O método inclui preferivelmente injetar o fluido a partir de um local de superfície através da válvula de segurança de subsuperficie até um local abaixo da válvula de segurança de subsuperficie no poço.

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7/20 [011] As deficiências da técnica anterior são tratadas adicionalmente por um método para injetar um fluido em um poço. 0 método inclui preferivelmente instalar uma coluna de tubulação de produção no poço, em que a tubulação de produção inclui um perfil de atracação. 0 método também inclui preferivelmente estender um conjunto de vedação de ancoragem até o perfil de atracação em uma extremidade distai de um conduto de injeção superior. 0 método inclui preferivelmente instalar um conduto de injeção inferior em uma extremidade distai do conjunto de vedação de ancoragem, em que o conjunto de injeção inferior está em comunicação com o conduto de injeção superior através de um caminho de desvio. 0 método também inclui preferivelmente injetar o fluido a partir de um local de superfície através do caminho de desvio até um local abaixo do conjunto de válvula de ancoragem no poço.

[012] As deficiências da técnica anterior são tratadas por um conjunto de vedação de ancoragem a ser empregado dentro de uma coluna de tubulação de produção. 0 conjunto de vedação de ancoragem inclui um corpo principal proporcionando uma conexão superior com um conduto de injeção superior, um perfil de engate, e uma conexão inferior com um conduto de injeção inferior. 0 conjunto de vedação de ancoragem inclui preferivelmente um componente de produção de fundo de furo alojado dentro do corpo principal em que um caminho se estendendo através do corpo principal é desviado em torno do componente de produção de fundo de furo para conectar as conexões, superior e inferior. Preferivelmente, o perfil de engate é configurado para ser retido dentro de um perfil de atracação localizado dentro da coluna de

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8/20 tubulação de produção. O conjunto de vedação de ancoragem também inclui preferivelmente um conduto de acionamento para operar o componente de produção de fundo de furo e um conjunto de vedação para vedar a interface entre a coluna de tubulação de produção e o corpo principal. O conjunto de vedação de ancoragem pode incluir um perfil de atracação localizado dentro de um componente selecionado de um grupo consistindo em um niple hidráulico, uma válvula de segurança de subsuperficie, e uma ferramenta de poço.

[013] As deficiências da técnica anterior também são tratadas por intermédio de um conjunto de desvio de fluido a ser engatado dentro de um perfil de atracação de uma coluna de tubulação de produção. O conjunto de desvio de fluido inclui preferivelmente um corpo principal proporcionando uma conexão superior a um conduto de injeção superior, um perfil de engate e uma conexão inferior com um conduto de injeção inferior. O conjunto de desvio de fluido inclui preferivelmente um componente de produção de fundo de furo em que um caminho se estendendo através do corpo principal é desviado em torno do componente de produção de fundo de furo para conectar a conexão superior e a conexão inferior. O conjunto de desvio de fluido pode incluir um perfil de atracação localizado dentro de um componente selecionado do grupo consistindo em um niple hidráulico, uma válvula de segurança de subsuperficie e uma ferramenta de poço.

DESCRIÇÃO RESUMIDA DOS DESENHOS [014] A Figura 1 é um desenho esquemático de vista em seção transversal de um poço não-produtor a ser reativado utilizando um conjunto de desvio de tubulação de produção da

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9/20 presente invenção.

[015] A Figura 2 é um desenho esquemático de vista em seção transversal de um conjunto de desvio de tubulação de produção de acordo com uma modalidade da presente invenção.

[016] A Figura 3 é um desenho esquemático de vista em seção transversal de um poço anteriormente não-produtor reativado utilizando o conjunto de desvio de tubulação de produção da Figura 2, de acordo com uma modalidade da presente invenção.

DESCRIÇÃO DETALHADA DAS MODALIDADES PREFERIDAS [017] Com referência inicialmente à Figura 1, é mostrado esquematicamente um sistema de produção de poço 100. Normalmente, o sistema de produção de poço 100 permite a recuperação de fluidos de produção (hidrocarbonetos) a partir de um reservatório subterrâneo 102 para um local na superfície 104. Para recuperar os fluidos de produção, um furo revestido 106 é perfurado a partir da superfície 104 até o reservatório 102. As perfurações 108 permitem o fluxo de fluidos de produção a partir do reservatório 102 para o furo revestido 106 onde a pressão do reservatório empurra os mesmos para a superfície 102 através de uma coluna de tubulação de produção 110. Um vedador 112 veda preferivelmente o espaço anular entre a tubulação de produção 110 e o furo revestido 106 para impedir que fluidos de produção pressurizados escapem através do espaço anular. Uma cabeça de poço 114 tampa a extremidade superior do furo revestido 106 para impedir que fluidos escapem para o ambiente e o poluam. Preferivelmente, a cabeça de poço 114 provê orifícios vedados 116 por onde podem passar as colunas

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10/20 de tubulação (por exemplo, tubulação de produção 110) enquanto ainda mantendo a integridade hidráulica da cabeça de poço 114. A extremidade superior 118 da tubulação de produção 110 se projeta preferivelmente a partir da cabeça de poço 114 e carrega fluidos produzidos a partir do reservatório 102 para uma estação de bombeamento ou contenção (não mostrado).

[018] Contudo, o sistema de produção de poço 100 é mostrado na Figura 1 como um sistema não-produtor, onde as pressões dos fluidos no reservatório 102 não mais são elevadas o suficiente para empurrar os fluidos de produção para a superfície. Em vez disso, a pressão ou altura de carga do reservatório 102 é apenas suficiente para elevar uma coluna de fluidos de produção parcialmente até tubulação de produção 110, como indicado em 119. Comumente, em situações onde recuperação secundária ou outros procedimentos de ascensão artificial, não são possíveis, ou são proibitivos em termos de custo, por exemplo, em poços offshore, o sistema de poço 100 seria considerado esgotado. Poços esgotados ou não-produtores são aqueles onde hidrocarbonetos adicionais permanecem no fundo de furo, mas não há uma forma eficaz, em termos de custo, de se recuperar esses hidrocarbonetos. Felizmente, certos produtos químicos e estimulantes podem ser injetados no reservatório de produção 102 para auxiliar a superar a altura de carga hidrostática para recuperar os hidrocarbonetos. Os estimulantes devem ser injetados periodicamente no reservatório

102 para manter os fluidos fluindo.

Infelizmente, várias obstruções de fundo de furo na tubulação de produção

110 podem impedir que os tubos capilares

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11/20 injetando esses produtos químicos estimulantes alcancem o reservatório de fundo de furo 102. Essas obstruções incluem, mas não são limitadas a: válvulas de segurança de subsuperfície, outras válvulas de fundo de furo, juntas de ligação de controle de fluxo, portas laterais corrediças, niples de atracação, desviadores, vedadores, uniões de completação, e diversos dispositivos de medição de fundo de furo.

[019] Com referência ainda à Figura 1, uma seção de tubulação de produção 110, sustentando o perfil de atracação 120, é mostrada localizada abaixo da cabeça de poço 114 e em linha com a tubulação de produção 110. O perfil de atracação 120 é configurado preferivelmente para receber um conjunto de vedação de ancoragem (200 da Figura 2) . O perfil de atracação 120 pode estar em um niple hidráulico, uma válvula de segurança de subsuperfície, ou uma ferramenta de poço. A linha de acionamento hidráulico 122 se estende opcionalmente a partir do perfil de atracação 120 até a superfície através do espaço anular formado entre o furo revestido 106 e a tubulação de produção 110. Uma bomba hidráulica 124 provê pressão de operação a uma linha de acionamento 122 que é usada para operar a válvula de segurança de subsuperfície (ou outro aparelho de tubulação de produção) localizado dentro do conjunto de vedação de ancoragem (200 da Figura 2) que é engatado com o perfil de atracação 120. Embora a linha de acionamento hidráulico 122 e a bomba hidráulica 124 sejam mostradas na Figura 1, deve ser entendido por aqueles versados na técnica que qualquer mecanismo de comunicação, incluindo, mas não limitado a: fio elétrico, cabo de fibras óticas, ou ligações mecânicas pode ser usado para operar uma

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12/20 válvula de segurança de subsuperficie retida dentro do perfil de atracação 120, ou atravessar o perfil de atracação tal como mostrado na Figura 3 para amostrar fluidos, detectar as condições físicas ou químicas ou injetar produtos químicos abaixo do perfil de atracação na zona de produção perfurada 108.

[020] Além disso, também deve ser entendido que o perfil de atracação 120 dentro da tubulação de produção 110 pode existir, em si, como um componente de coluna de tubulação de produção 110 ou pode ser construído como um componente de uma coluna de tubulação de produção preexistente (não mostrada), tal como uma válvula de segurança de subsuperficie. Particularmente, a maioria das válvulas de segurança de subsuperficie é construída tendo um perfil de modo que uma válvula de segurança de subsuperficie preexistente pode ser uma primeira escolha para um perfil de atracação 120. Como tal, o perfil de atracação 120 pode ser um recurso de perfil de furo interno localizado dentro de uma válvula de segurança de subsuperficie previamente instalada que parou de funcionar. Sob tal arranjo, um conjunto de vedação de ancoragem contendo uma válvula de segurança de subsuperficie de reposição pode ser engatado dentro do perfil de atracação 120 de uma válvula de segurança de subsuperfície, que não está funcionando, para restaurar a funcionalidade da válvula.

[021]	Devido	ao
fluidos de	produção	na
extremidade	superior	118
componentes	a jusante	_r a

tubulação de produção maioria das normas de fato das pressões elevadas , representar um risco dos

110, para na os segurança exige a instalação de uma válvula de segurança de

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13/20 subsuperficie (SSV) abaixo da cabeça de poço 114. As válvulas de segurança de subsuperficie atuam para fechar o fluxo através da tubulação de produção 110 abaixo da cabeça de poço 114, quer seja automaticamente ou na direção de um operador na superfície. Fechamento automático pode ocorrer quando a pressão ou a taxa de fluxo dos fluidos de produção a partir do reservatório 102, através da tubulação de produção 110, excede um limite de projeto predeterminado, ou quando a pressão hidráulica na linha de acionamento hidráulico 122 é reduzida ou terminada. Fechamento seletivo normalmente ocorre quando o operador do poço manualmente fecha um dispositivo de fechamento mediante redução ou terminando a pressão hidráulica na linha de controle 122 o que permite que a válvula de segurança de subsuperficie feche. O operador pode decidir fechar o fluxo a partir da tubulação de produção 110, temporariamente ou indefinidamente para realizar operações de manutenção, para parar a produção, para instalar novo equipamento de superfície, ou para qualquer outra finalidade. Independente da razão, o fechamento do fluxo de produção em uma válvula de segurança de subsuperficie (não mostrado) abaixo da cabeça de poço 114 oferece uma camada de proteção adicionada contra estouros que os operadores obteriam mediante a simples ação de fechar o poço com válvulas localizadas acima da cabeça de poço 114.

[022] Com referência agora à Figura 2, um conjunto de vedação de ancoragem 200, de acordo com uma modalidade da presente invenção, é mostrado engatado com um perfil de atracação 220 de uma coluna de produção 210. A coluna de produção 210 inclui as juntas de tubulação 230, 232, acima

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14/20 e abaixo do perfil de atracação, para formar uma coluna contínua de tubulação de produção 210. O perfil de atracação 220 é construído preferivelmente com um furo primário substancialmente constante 234 e um furo de retenção perfilado com diâmetro maior 236. Uma linha de acionamento hidráulico opcional 222 se comunica entre o furo principal 234 e uma estação de bombeamento de superfície (não mostrada) através do espaço anular formado entre a coluna de produção 210 e o furo de poço (206 da Figura 3).

[023] O conjunto de vedação de ancoragem 200 é mostrado construído como um corpo principal substancialmente tubular 240 tendo um perfil externo de retentor de travamento 242 e um par de vedadores hidráulicos 244, 246. O perfil de retentor de travamento 242 é configurado para se engatar com, e ser retido pelo furo de retenção perfilado 236 do perfil de atracação 220. Embora um sistema para travar o conjunto de vedação de ancoragem 200 seguramente dentro do perfil de atracação 220 seja mostrado esquematicamente na Figura 2, deve ser entendido por aqueles de conhecimento comum na técnica que diversos outros mecanismos para prender o conjunto de vedação de ancoragem 200, dentro do perfil de atracação 220, são exequíveis. Vedadores 244 e 246 acima e abaixo de um orifício 248 da linha de acionamento 222 (se presente) permitem que um dispositivo na superfície se comunique hidraulicamente com o conjunto de vedação de ancoragem 200 através de um orifício correspondente (não mostrado) no corpo principal da válvula de segurança 240 localizado entre vedadores 244, 246. Tal comunicação pode ser usada para travar o conjunto de vedação de ancoragem 200 dentro do perfil de atracação 220, engatar ou desengatar uma

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15/20 válvula de segurança de subsuperficie, ou realizar qualquer outra tarefa que o conjunto de vedação de ancoragem exigisse.

[024] O conjunto de vedação de ancoragem 200 da Figura 2 é mostrado alojando uma válvula de segurança de subsuperficie que inclui um disco de charneira 250 para se engatar seletivamente e vedar hidraulicamente com uma sede de válvula 252. Um mandril de operação 254 é preferivelmente acionado por energia hidráulica (por exemplo, a partir de uma linha de acionamento 222) para contato com o disco de charneira 250 para manter o mesmo em uma posição aberta (mostrada). No caso da comunicação de fluido com a zona de produção abaixo da válvula de segurança ter que ser interrompida, o mandril de operação 254 é recuperado e o disco de charneira 250 se fecha contra a sede de válvula 252. Aumentos em pressão abaixo do conjunto de vedação de ancoragem 200 atuam sobre o disco de charneira 250 para empurrar o mesmo para engate mais apertado com a sede de válvula 252, desse modo mantendo a integridade da vedação. Finalmente, vedadores 244, 246 vedam o conjunto de vedação de ancoragem 200 contra a coluna de tubulação de produção 210 para impedir que os fluidos de produção se desviem indesejavelmente do disco de charneira 250. Embora o conjunto de vedação de ancoragem 200 seja capaz de alojar qualquer tipo de componente de tubulação de produção, espera-se que uma válvula de segurança de disco de charneira 250 seja o componente mais comum alojado. A válvula de segurança de subsuperficie também pode ser formada com uma válvula esférica ou um arranjo de válvula de gatilho acionada para permitir a comunicação de fluido através do perfil de atracação 220 da presente invenção sem se afastar da intenção

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16/20 da presente revelação. Devido ao fato das válvulas de segurança de subsuperficie preexistentes deteriorar com o passar do tempo, funcionar mal, e tipicamente incluir o perfil de atracação necessário 220 com um furo de retenção perfilado 236, elas são excelentes candidatas para engate com o conjunto de vedação de ancoragem 200 alojando uma válvula de segurança de reposição. Alternativamente, um conjunto de vedação de ancoragem pode conter um desviador, vedador, tampão de furo, ou qualquer outro componente, todos de uma maneira conhecida daqueles versados nessa indústria.

[025] O conjunto de vedação de ancoragem 200 é empregado preferivelmente para perfil de atracação 220 dentro da coluna de tubulação de produção 210, na extremidade distai de um conduto de injeção superior 260. Como declarado acima, o perfil de atracação 220 pode ser um componente independente ou pode ser um recurso de outro componente da coluna de tubulação de produção 210, por exemplo, uma válvula de segurança de subsuperficie preexistente (não mostrada). Preferivelmente, o conduto de injeção 2 60, 2 64 é um tubo capilar hidráulico, mas qualquer conduto de comunicação, incluindo, mas não limitado a: linha de fio, slickline, fibra ótica, ou tubulação espiralada pode ser usado. O conduto de injeção 2 60, 2 64 da Figura 2 é um conduto hidráulico e é capaz de injetar fluidos abaixo do conjunto de vedação de ancoragem de subsuperficie 200. Um caminho de desvio 262 conecta o conduto de injeção superior 260 acima do corpo principal 240 com um conduto de injeção inferior 264 abaixo do corpo principal 240. O caminho de desvio 262 permite que um operador na superfície se comunique hidraulicamente com a zona de produção abaixo do conjunto de vedação de ancoragem

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200 independente de se o disco de charneira 250 está na posição aberta ou fechada. Preferivelmente, válvulas de retenção (não mostradas) nos condutos de injeção 260, 264 impedem que os fluidos fluam a partir da zona de produção para a superfície. Alternativamente, comunicação em dois sentidos pode ser provida através dos condutos mediante remoção da válvula de retenção conforme desejado para aplicações específicas. Anteriormente, os conjuntos de injeção eram engatados através do furo do mandril de operação 254 e a abertura da sede de válvula 252 para entregar fluidos a uma zona abaixo da válvula de segurança. Conforme esses sistemas anteriores, o conduto de injeção poderia limitar o fluxo através da válvula de segurança e tinha que ser recuperado antes da válvula de segurança poder ser fechada. O pedido de Patente US 10/708.338 intitulado Method and Apparatus to Complete a Well Having Tubing Inserted Through a Valve, depositado em 25 de fevereiro de 2004 por David R. Smith et al., aqui incorporado como referência, descreve tal sistema.

[026] Além disso, a Figura 2 também ilustra uma alternativa para a linha de acionamento 222 na forma do conduto de acionamento hidráulico 270 se estendendo a partir da extremidade superior do corpo principal 240. No caso de uma linha de acionamento 222 no espaço anular entre a coluna de tubulação de produção 210 e o furo de poço, ser danificada (ou nunca ter sido instalada com a coluna de tubulação de produção original 210), uma extensão secundária do conduto de comunicação 270 pode se estender a partir da superfície do corpo principal 240 para operar o mandril de operação 254 e o disco de charneira 250. Se o comprimento secundário do

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18/20 conduto 270 for empregado, a linha de acionamento 222 e o orifício 248 não mais são necessários. Além disso, vedadores duplos 244, 246 podem similarmente ser substituídos por um único vedador. Adicionalmente, se o conduto secundário 270 for utilizado, ele pode ser enfeixado com o conduto de injeção 260 para reduzir qualquer interferência de fluxo, ou restrições que poderíam resultar do fato de se ter dois condutos 260 e 270 no furo de fluxo da coluna de tubulação de produção 210.

[027] Com referência agora à Figura 3, o conjunto de vedação de ancoragem 200 contendo um disco de charneira de válvula de segurança de subsuperfície 250 é mostrado instalado em um furo de poço revestido 206. A coluna de tubulação de produção 210 incluindo o perfil de atracação 220 é estendida dentro do furo de poço revestido e perfurações 208 permitem que fluidos de poço 202 entrem no furo de poço revestido 206 a partir da formação. Um vedador 212 isola o espaço anular entre a tubulação de produção 210 e o furo de poço revestido 206 de modo que os fluidos de produção 203 devem fluir para a superfície através do furo da tubulação de produção 210. Conjunto de vedação de ancoragem 200 é engatado dentro do perfil de atracação 220 e permite que um conduto de injeção superior 260 se desvie da válvula de charneira 250 e se comunique com a zona de produção por intermédio de um conduto de injeção inferior 264. Uma válvula de retenção 280 é opcionalmente posicionada abaixo (mostrado) ou acima do conjunto de vedação de ancoragem 200 para impedir o contrafluxo dos fluidos de produção 203 para acima através dos condutos de injeção 264 e 260. Uma válvula de controle de fluxo 282 permite a

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19/20 liberação dos fluidos injetados 284 para a zona de produção.

[028] Os fluidos injetados 284 podem ser quaisquer fluidos, espumas, ou fórmula gasosa que se pretenda injetar em uma zona de produção. Agentes tensoativos, ácidos, inibidores de corrosão, inibidores de incrustação, inibidores de hidrato, inibidores de parafina, e soluções diversas podem ser usados como fluidos injetados 284. Os fluidos injetados 284 são injetados tipicamente na superfície mediante bomba de injeção 286 através do conduto de injeção superior 260 entrando na coluna de tubulação de produção 210 através de uma união-Y 288. Quando no lugar, os fluidos de produção 203 podem entrar na coluna de tubulação de produção 210 nas perfurações 208, fluir além do disco de charneira 250 do conjunto de vedação de ancoragem 200, e fluir para a superfície através de uma abertura vedada na cabeça de poço 214. Quando for desejado fechar o poço, o disco de charneira 250 é fechado impedindo que o fluxo dos fluidos de poço progrida para a superfície. Com o disco de charneira 250 fechado, a injeção dos fluidos injetados 284 ainda é exeqüível através dos condutos de injeção 260 e 264. Esses fluidos injetados 284 permitem que um operador na superfície realize o trabalho para estimular, ou de outro modo operar a formação de produção 202 enquanto o conjunto de vedação de ancoragem 200 está fechado.

[029] O perfil de atracação 220 da Figura 3 é mostrado se comunicando com a superfície através da linha de acionamento 222 localizada no espaço anular formado entre o furo de poço revestido 206 e a coluna de tubulação de produção 210. Como mencionado acima com referência à Figura 2, se a linha de acionamento 222 não estiver funcionando ou

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20/20 não estiver de outro modo disponível, um conduto de comunicação secundário (270 da Figura 2) pode ser empregado abaixo no furo da coluna de tubulação de produção 210 ao longo do conduto de injeção superior 260. Tal arranjo poderia exigir a adição de uma segunda união-Y para remover o conduto de comunicação secundário 270 do furo da coluna de tubulação 210.

[030] Várias modalidades e alternativas foram reveladas. Embora a revelação acima inclua o melhor modo para realização da invenção como considerado pelos inventores, nem todas as alternativas possíveis foram reveladas. Por essa razão, o escopo e limitação da presente invenção não devem ser restritos à revelação acima, mas, em vez disso, devem ser definidos e considerados pelas reivindicações anexas.

Claims

1. Método para injetar fluido em um poço abaixo de uma válvula de segurança de subsuperficie caracterizado por compreender:

empregar uma válvula de segurança de subsuperficie (200) em uma coluna de tubulação de produção (110, 210) a uma coluna de tubulação de produção incluindo:

um perfil de atracação (120, 220),

um conduto de inj eção superior (260), e um conduto de inj eção inferior (264) ; em que a referida válvula de segurança de

subsuperficie (200) inclui um disco de charneira (250), em que o referido conduto de injeção inferior (264) se estende a partir da válvula de segurança de subsuperficie (200) até uma zona inferior e em que o referido conduto de injeção inferior (264) está em comunicação com o conduto de injeção superior (260) através de um caminho de desvio (262) da válvula de segurança de subsuperficie (200);

engatar a válvula de segurança de subsuperficie (200) no perfil de atracação (120, 220);

estender um conduto de atuação (270) até a válvula de segurança de subsuperficie (200) através de um orifício da coluna de tubulação de produção (110, 210);

atuar o disco de charneira (250) entre uma posição aberta e uma posição fechada através do conduto de atuação (270); e injetar um fluido a partir de um local na superfície (104) até a zona inferior através do conduto de injeção superior (260), do caminho de desvio (262), e do conduto de injeção inferior (264), em que o fluido pode ser injetado a

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2/3 partir do local de superfície (104) até a zona inferior quando o disco de charneira (250) está na posição aberta e quando o disco de charneira (250) está na posição fechada.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender ainda instalar uma válvula de retenção (280) no conduto de injeção inferior (264) para impedir que os fluidos fluam a partir da zona inferior para o local de superfície (104) .

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido injetado a partir do local de superfície (104) até a zona inferior é selecionado do grupo consistindo em: agentes tensoativos, ácidos, inibidores de corrosão, inibidores de incrustação, inibidores de hidrato, inibidores de parafina, e soluções diversas.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a zona inferior é uma zona de produção. 5. Método, de acordo com a reivindicação 1,

caracterizado por compreender ainda comunicar bidirecionalmente através do conduto de injeção superior (260), o caminho de desvio (262), e o conduto de injeção inferior (264) entre a zona inferior e o local de superfície (104).

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender ainda comunicar unidirecionalmente através do conduto de injeção superior (260), o caminho de desvio (262), e o conduto de injeção inferior (264) a partir do local de superfície (104) até a zona inferior.

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7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a válvula de segurança de subsuperficie (200) se estende sobre uma extremidade distai do conduto de injeção superior (260).