BRPI1001979A2 - bomba elétricas submersìveis sem sonda em poço - Google Patents

bomba elétricas submersìveis sem sonda em poço Download PDF

Info

Publication number
BRPI1001979A2
BRPI1001979A2 BRPI1001979-0A BRPI1001979A BRPI1001979A2 BR PI1001979 A2 BRPI1001979 A2 BR PI1001979A2 BR PI1001979 A BRPI1001979 A BR PI1001979A BR PI1001979 A2 BRPI1001979 A2 BR PI1001979A2
Authority
BR
Brazil
Prior art keywords
assembly
pipe
well
hydraulic
fluid
Prior art date
Application number
BRPI1001979-0A
Other languages
English (en)
Inventor
Ignacio Martinez
Original Assignee
Baker Hughes Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Baker Hughes Inc filed Critical Baker Hughes Inc
Publication of BRPI1001979A2 publication Critical patent/BRPI1001979A2/pt
Publication of BRPI1001979B1 publication Critical patent/BRPI1001979B1/pt
Publication of BRPI1001979B8 publication Critical patent/BRPI1001979B8/pt

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
    • E21B23/14Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for displacing a cable or a cable-operated tool, e.g. for logging or perforating operations in deviated wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121Lifting well fluids
    • E21B43/128Adaptation of pump systems with down-hole electric drives

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
  • Pipe Accessories (AREA)

Abstract

BOMBAS ELETRICAS SUBMERSìVEIS SEM SONDA EM POçO. Uma coluna de ESP em poço que pode ser instalada ou recuperada com um cabo de aço ao invés de uma sonda. A ESP é combinada com um motor e uma válvula hidráulica para bombear o fluido de formação de um poço até a superfície. Um conector úmido é usado para facilitação de conexões elétricas e hidráulicas. O sistema de ESP é disposto em uma coluna de tubulação localizada no revestimento de um poço. A válvula hidráulica controla o fluxo de fluido da formação para o ESP. Abrindo para permiter que o fluido flua para a ESP, e fechando para parada da produção. Quando a válvula está fechada, o ESP pode ser limpo com salmoura introduzida através de uma janela de fluxo na válvula. Esta operação de limpeza permite que a coluna de ESP seja recuperada de uma maneira amigável em termos ambientais. Além disso, a instalação e a recuperação com cabo de aço é significativamente menos dispendiosa e menos complicada do que o possível atualmente com uma sonda.

Description

BOMBAS ELÉTRICAS SUBMERSÍVEIS SEM SONDA EM POÇOReferência Cruzada a Pedido Relacionado
Este pedido reivindica prioridade para o pedidoprovisório 61/153.376, depositado em 18 de fevereiro de2009.
Campo da Invenção
Esta invenção se refere em geral à instalação e àrecuperação de bombas elétricas submersiveis (ESPs), e, emparticular, a uma coluna para a instalação e a recuperaçãode um equipamento de ESP sem uma sonda.
Antecedentes da Invenção
As ESPs são usadas em poços para bombeamento defluidos de formação, tal como óleo, até a superfícieatravés da tubulação de produção. Geralmente, é requerida uma sonda para instalação e recuperação de uma ESP e deseus componentes abaixo e para fora do poço. Uma vez nolugar, o sistema de ESP controla a produção de fluido até asuperfície.
É desejável instalar e remover os sistemas de ESP deuma maneira efetiva em termos de custos, simplificada eamigável para o meio ambiente. Contudo, a sonda é umrecurso crítico e dispendioso em aplicações submarinas ouremotas. Além disso, a recuperação da ESP pode serprejudicial para o meio-ambiente, porque o fluido da formação pode contaminar o ambiente.
Assim, é necessária uma técnica para a instalação e arecuperação dos sistemas de ESP que seja efetiva em termosde custos e amigável em termos ambientais.
Sumário da Invenção
Em uma modalidade da presente invenção, uma coluna deESP em poço é ilustrada, que pode ser instalada ourecuperada sem o uso de uma sonda. 0 sistema de ESP semsonda em poço inclui uma coluna de tubulação, um conjuntotubular na extremidade inferior da coluna de tubulação, eum conector úmido conectado a uma linha hidráulica e umcabo de potência. Uma fonte de potência fora do poço éconectada ao cabo de potência, o qual é preso ao exteriorda coluna de tubulação e é conectada a uma fonte hidráulicafora do poço. Um conjunto de tubulação de passagem queinclui uma ESP se combina com o conector úmido para aprovisão de potência elétrica para o motor. Um obturadorsuperior acima de uma admissão da ESP que compreende partedo conjunto de tubulação de passagem sela uma descarga daESP de uma admissão da ESP. Quando o conjunto de tubulaçãode passagem pousa na localização desejada dentro do poço, oobturador superior é regulado através de um fluidohidráulico suprido para o obturador por uma linhahidráulica interna correndo a partir do conector úmido atéo obturador superior.
O sistema de ESP sem sonda em poço é passado atravésde cabo de aço, tubulação flexível ou cabo em uma coluna detubulação de produção em um revestimento de poço e tem umabase que se conecta a uma válvula hidráulica previamenteinstalada e uma janela de fluxo. A base do sistema de ESPcombina com a coluna de tubulação. Uma outra linha decontrole hidráulica se conecta à válvula hidráulica que,quando pressurizada, abre a válvula para permitir o fluxo apartir da formação, durante a produção. A válvula tambémpode ser fechada para se impedir o fluxo. A janela permiteque salmoura seja circulada através da ESP para limpezadela, antes de uma recuperação. O conjunto de válvula e dejanela de fluxo é pousado em um obturador inferiorpreviamente instalado no poço.
Um suspensor de tubulação é afixado ao topo da colunade tubulação que se apóia em uma cabeça de poço parasuportar a coluna de tubulação. Um penetrador elétrico dosuspensor de tubulação é usado para direcionar o cabo depotência e as linhas hidráulicas adjacentes a e externas àcoluna de tubulação. 0 penetrador permite a passagem doscabos e linhas requeridos, enquanto impede a comunicação daágua do mar de entrar no poço ou o fluido do poço de estarem comunicação com o ambiente. Para poços existentes, emque o espaço pode impedir o penetrador de passar através dosuspensor, uma encalcadeira pode ser conectada ao topo dorevestimento do poço para prover o espaço necessário parase usar um suspensor de tubulação maior que permitiria queo penetrador passasse através do suspensor, sem anecessidade de reduzir o diâmetro da coluna de tubulação.
A invenção é simples e permite uma instalação de ESPefetiva em termos de custos e a recuperação através de umcabo de aço ou de uma tubulação flexível. Esta invençãoainda permite, vantajosamente, a recuperação amigável emtermos ambientais de um sistema de ESP pela limpeza da ESP,antes da recuperação do poço. Esta invenção poderia ajudaraos operadores na diminuição do custo total de instalação erecuperação de sistemas de ESP.
Breve Descrição dos Desenhos
A Figura 1 mostra a ESP recuperável antes de serabaixada para o furo de poço, de acordo com a invenção.
A Figura 2 mostra o sistema completo de coluna detubulação, incluindo a ESP recuperável mostrada na Figura1, de acordo com a invenção.
A Figura 3 mostra a primeira manobra para a regulagemde um obturador de acordo com a invenção.
As Figuras 4 e 5 mostram uma coluna de tubulação queinclui um conjunto de selo, válvula hidráulica, janela defluxo ou válvula similar, e um conector úmido instalado nasegunda manobra, de acordo com a invenção.
A Figura 6 mostra a coluna de ESP sem sonda mostradana Figura 1 abaixada para o poço dentro da coluna detubulação mostrada na figura 4, por um cabo de aço deacordo com a invenção.
As Figuras 7 e 8 mostram a coluna de ESP sem sonda nopoço com suspensores de cabeça de poço e penetradoresinstalados de acordo com a invenção.
A Figura 9 mostra a completação do poço com ainstalação de uma árvore de natal horizontal de acordo coma invenção.
A Figura 10 mostra uma árvore de natal horizontaltípica com um tampão, de acordo com a invenção.
A Figura 11 mostra uma vista aumentada da circulaçãode salmoura ou outro fluido para a limpeza da coluna de ESPsem sonda na preparação para se sacar a ESP recuperável deacordo com a invenção.
A Figura 12 mostra um cabo de aço ou uma turbinaflexível conectado ao obturador hidráulico na preparaçãopara se puxar a coluna de ESP sem sonda de acordo com ainvenção.
A Figura 13 mostra a coluna de ESP sem sonda puxada dopoço e o poço pronto para receber uma coluna de ESP desubstituição de acordo com a invenção.
As Figuras 14 e 15 mostram um penetrador elétricotípico e um arranjo de conector hidráulico em um suspensorde tubulação, de acordo com a invenção.
Descrição Detalhada da Invenção
Com referência às FIG. 1 e 2, uma modalidade de umsistema de ESP sem sonda em poço 10 é mostrado fora edentro de uma coluna de tubulação 13 e um revestimento 11,respectivamente. O sistema de ESP sem sonda em poço 10inclui um conector úmido 14 que se conecta a uma linha decontrole hidráulica 19 para a colocação de um obturadorhidráulico 3 0 e também conecta um cabo de potência 22 paraacionamento de um motor 26 da ESP 24. O conector úmido 14está localizado em um conjunto tubular. O conjunto tubularé afixado de forma rígida à extremidade inferior da colunade tubulação 13. O conector úmido 14 permite que o cabo depotência 22 e a linha de controle 20 venham a partir dasuperfície para a provisão de potência para a ESP 24 econtrole hidráulico para o obturador 30. Um guia-tubos 27aproximadamente na base do sistema de ESP 10 tem condutoreselétricos que combinam com condutores elétricos no conectorúmido e janelas hidráulicas no conector úmido. O obturador30 selará a descarga da ESP 24, a qual é acionada pelomotor 26 localizado em sua base. Uma junta de expansão 28está localizada entre o ESP 24 e o obturador 30 paracompensação da expansão térmica na coluna. 0 sistema de ESP10 pode experimentar uma expansão devido à experiência detemperaturas no poço 11, tal como a junta de expansão 28reduzir a tensão sobre o obturador 30 e os componentes dosistema de ESP 10 pela expansão e contração, em resposta amudanças na temperatura. O sistema de ESP sem sonda em poço10 é manobrado em uma coluna de tubulação de produção 13 nopoço com revestimento 11 e tem uma base que se conecta auma válvula hidráulica instalada previamente 16 e uma janela de fluxo 18. A base do sistema de ESP 10 combina coma coluna de tubulação 13. Uma outra linha de controlehidráulica 20 se conecta à válvula hidráulica 16. Quando alinha de controle 2 0 é pressurizada, a válvula hidráulica16 se abre para permitir um fluxo a partir da formação,durante a produção, e pode ser fechada para se evitar umfluxo. A janela de fluxo 18 permite que salmoura sejacirculada através da ESP 24 para limpeza dela. 0 conjuntode válvula 16 e janela de fluxo 18 é assentado em umobturador permanente 12 previamente instalado.
As FIG. 3 a 11 ilustram a instalação do sistema de ESPsem sonda em poço 10. 0 sistema se refere à coluna inteira.Na primeira manobra mostrada na FIG. 3, um obturadorinferior 12 é colocado no poço 11 acima de perfurações atéa formação do terreno e na localização aproximada em que abase da coluna de tubulação com o sistema de ESP 10 estarálocalizada. o obturador 12 pode ser permanente ourecuperável. Uma sonda (não mostrada) é usada para amanobra de descida do obturador 12 no poço 11. Tipicamente,é passada em um conduto tal como uma tubulação ou um tubode perfuração ou um cabo de aço.
Conforme mostrado na FIG. 4, um conjunto de selo 15 éconectado à base de uma válvula atuada hidráulica 16, aqual, por sua vez, é conectada a uma janela de fluxo 18. Aválvula hidráulica 16 pode ser aberta para se permitir queum fluido flua a partir da formação e para cima até acoluna de tubulação 13. A válvula hidráulica 16 também podeser fechada para parada da produção da formação. Quando ofluxo a partir da formação é parado, a janela de fluxo 18permite que salmoura introduzida para o espaço anular sejacirculada através da ESP 24 para limpeza dela, antes daremoção. A janela de fluxo 18 tem uma válvula de retençãointerna (não mostrada) que apenas permite o fluxo para ajanela de fluxo 18 e, assim, impede um óleo de entraratravés da válvula hidráulica 16 a partir da entrada noespaço anular durante uma produção. Ainda, durante umalimpeza da ESP 24, a válvula hidráulica 16 é fechada parase evitar um fluxo de óleo, e a válvula de retenção permiteque a salmoura introduzida no espaço anular flua para ajanela de fluxo 18.
Uma seção inferior de conector úmido 14 estálocalizada acima da janela de fluxo 18 e a seção superiordo conector úmido 14 está na coluna de tubulação 13. Umsuspensor de tubulação 32 é afixado ao topo da coluna detubulação 13. O suspensor de tubulação 32 se assenta em umacabeça de poço para suportar a coluna de tubulação 13. Ocabo de potência 22 e duas linhas hidráulicas 20 corremadjacentes e externos à coluna de tubulação 13. Openetrador elétrico 34 é usado para a passagem do sinal docabo de potência 22 através do suspensor de tubulação 32. Openetrador 34 é fixado no suspensor de tubulação 32 epermite que o cabo de potência elétrica 22 seja manobradopara o poço, enquanto se isola o espaço anular do poço 11do ambiente. Ainda, os conectores hidráulicos (FIG. 15) sãousados para a passagem das linhas de controle hidráulicas20 através do suspensor de tubulação 32. Para minimizaçãoda quantidade de espaço requerida, o penetrador pode ser doestilo de três pernas com um único penetrador 34 por fase.Um penetrador de mandril único pode ser usado, caso hajaespaço suficiente no suspensor de tubulação. As duas linhasde controle 20 passam através das janelas de conectorhidráulico 21 (FIG. 14 e 15) no suspensor de tubulação 32.
0 cabo de potência 22 é ligado à conexão elétrica doconector úmido 14 para servir ao motor de ESP 26, e umalinha de controle 19 é ligada à conexão hidráulica doconector úmido 14 para colocação do obturador hidráulico30. A outra linha de controle 20 é ligada diretamente aválvula hidráulica 16 para a provisão de atuação. A linhade controle 20 que serve à válvula hidráulica 16 tambémpode ser pressurizada e observada quanto à queda de pressãocomo um meio para se testar o obturador 30. A incapacidadede a válvula hidráulica 16 atuar corretamente também indicase o obturador 30 é regulado corretamente. 0 conjuntomostrado na FIG. 4 então é abaixado para o poço 11 pelasonda (não mostrada) na segunda manobra, conforme mostradona Fig. 5, usando-se grampos para suporte e proteção daslinhas hidráulicas 20 e do cabo de potência 22. O conjuntoé abaixado até o conjunto de selo 15 do conjunto tubular seespetar em um receptáculo em um obturador inferior 12. 0obturador inferior 12 não está localizado no fundo do poço,mas, ao invés disso, é colocado acima das perfurações até aformação do terreno.
O sistema de ESP sem sonda em poço 10 mostrado na FIG.1 pode ser transportado, então, para o local do poço 11 porcaminhão (não mostrado), caso o poço seja em terra. Se opoço 11 for em alto-mar, o sistema de ESP 10 poderá sertransportado por uma embarcação (não mostrada) . Na primeirainstalação, o sistema de ESP sem sonda em poço 10 pode sermontado e/ou transportado na sonda. O comprimento máximo dosistema de ESP sem sonda em poço 10 preferencialmente é deem torno de 70 pés (21,3 m) para facilitação do transporte,mas pode ser de qualquer comprimento adequado para otransporte. Se o sistema de ESP não for curto o bastantepara transporte por embarcação, o procedimento detransporte poderá ser modificado para permitir a montagemdo sistema de ESP 10 na horizontal ou vertical com aembarcação.
Diferentemente da técnica anterior, sistema de ESP semsonda em poço 10 então pode ser manobrado no poço 11 sem ouso de uma sonda, conforme ilustrado na FIG. 6. Ao invésdisso, um guincho de cabo de aço (não mostrado) pode serusado para a passagem do sistema de ESP 10 no revestimento11 através do furo do suspensor de tubulação 32 e dentro dacoluna de tubulação 13 usando-se um cabo de aço 38.
Alternativamente, uma tubulação flexível pode ser usadapara a passagem do sistema de ESP 10 no revestimento 11. Osistema de ESP 10 é abaixado no poço 11 até a seçãosuperior do conector úmido 14 afixada ao fundo do motor deESP 26 se encaixar na seção inferior do conector úmido 14 edesse modo ser eletricamente suprida pelo cabo de potência22 e hidraulicamente suprida pelas linhas de controle 20. Omotor 26 é afixado à porção de fundo da ESP 24. O obturador30 é colocado para selar a descarga da ESP 24 de suaadmissão.
Se o obturador 30 no topo do sistema de ESP 10 forcolocado mecanicamente através de cabo de aço ou dequalquer outro método usado para manobra da ESP sem sonda20, então, poderá ser testado quanto à pressão usando-se amesma linha de controle hidráulica 20 que se conecta àválvula hidráulica 16 pela pressurização da linha decontrole 20 e se observando se a pressão é mantida.Alternativamente, uma outra linha de controle 20 pode serconectada ao conector úmido 14 para suprimento de pressãopara uma linha de controle passando a partir do conectorúmido 14 até os dois selos (não mostrados) no obturador 30.A linha de controle 2 0 então pode ser observada quanto amudanças de pressão. As FIG. 9 e 10 mostram arranjosdiferentes de suspensor 32 e penetrador 34, para sepermitir que o sistema de ESP 10 passe no poço 11. Se oobturador 3 0 for colocado hidraulicamente, a linha decontrole hidráulica 20 conectada ao conector úmido 14 serápressurizada para a colocação do obturador 30. Então, alinha de controle 2 0 servindo à válvula hidráulica 16 seráusada para se testar a pressão do obturador 3 0 ao seobservar se uma pressão é ou não mantida.
A FIG. 7 ilustra um novo poço com revestimento 11 quetem um suspensor de tubulação 32 que tem em torno do mesmodiâmetro que o revestimento 11 e tem um diâmetro maior doque o da coluna de tubulação 13, para se permitir que amaior ESP 24 seja passada, enquanto ainda se permite que openetrador 34 passe através da parede do suspensor 32. Parapoços existentes 11 em que o espaço impediria o penetrador34 de passar pelo suspensor 32, uma encalcadeira 36 (FIG.8) é conectada ao topo do revestimento 11. A encalcadeira36 proveria o espaço necessário para uso de um suspensor detubulação maior 32, que permitiria que o penetrador 34passasse através do suspensor 32 sem a necessidade deredução do diâmetro da coluna de tubulação 13. Um conjuntode penetrador elétrico típico 34 e de janela de conectorhidráulico 21 em um suspensor 32 é mostrado na Fig. 14 comuma vista de topo mostrada na Fig. 16.
A FIG. 9 ilustra a completação do poço 11 com ainstalação de uma árvore 42 (FIG. 10), tal como uma árvorede natal horizontal para poços submarinos no suspensor detubulação 32. A instalação da árvore de natal horizontal 42requer o uso de uma sonda e teria sido instalada antes de aESP 10 ter sido passada através dali e no poço 11. 0 cabode aço 3 8 é destacado do obturador 30 e recuperado peloguincho (não mostrado). Alternativamente, uma tubulação desuperfície (não mostrada) pode ser conectada na cabeça depoço para poços em terra. Uma vez que a capa de controle deárvore na árvore 42 esteja no lugar, a linha de controlehidráulica 20 se conectando diretamente à válvulahidráulica 16 é pressurizada a partir de uma fontehidráulica (não mostrada) para abertura da válvulahidráulica 16. Quando a válvula hidráulica 16 é aberta, umfluido de poço debaixo do obturador permanente 12 podefluir através da válvula hidráulica 16 e para a coluna detubulação 13. A válvula hidráulica 16 fica embaixo nacoluna de tubulação 13 para se evitar um contato entre ofluido e o espaço anular. Se a pressão hidráulica na linhade controle 0 conectada à válvula hidráulica 16 forliberada, a válvula 16 se fechará, já que é uma válvula dotipo que fecha em falha. Conforme explicado acima, se oobturador 30 for hidráulico, ele será regulado pela linhade controle 19 se conectando ao conector úmido pelapressurização de uma linha hidráulica que passa a partir doconector úmido 14 até o obturador 30. O obturador 3 0 serátestado quanto à pressão. A linha de controle 20 seconectando diretamente à válvula hidráulica 16 épressurizada para abertura da válvula 16 e também servepara testar o obturador ao indicar se uma pressão na linhade controle 20 é mantida. A ESP 24 está pronta paraproduzir óleo a partir da formação para cima através datubulação 13.
As FIG. 12 a 14 ilustram o processo para recuperaçãoda ESP sem sonda em poço 10 do poço 11 para manutenção,reparo ou substituição da ESP 24, do motor de ESP 26 ou dequalquer um dos outros componentes que constituem a ESP semsonda 10. Para se começar o procedimento de recuperação,uma pressão hidráulica para a válvula hidráulica 16 éliberada para fechamento da válvula 16, conforme mostradona FIG. 12. Isto fecha a formação abaixo do obturador 12para se evitar a produção. Salmoura 44 ou qualquer outrofluido adequado então é circulado abaixo pelo espaço anularformado pela parede interna do revestimento 11 e pelaparede de extremidade da coluna de tubulação 13, conformemostrado na FIG. 11. A primeira porção superior 44 aindacircula através da janela de fluxo 18 para a coluna detubulação 13, flui para a admissão de ESP 24 e flui parafora da descarga de ESP 24. A circulação de salmoura destamaneira limpa a ESP sem sonda em poço 10 e a prepara paraser sacada de uma maneira amigável em termos ambientais. Ajanela de fluxo 18 tem uma válvula de retenção interna (nãomostrado) que apenas permite que a salmoura 44 entre e a impede de sair.A capa de controle de árvore na árvore de natal 42(FIG. 9, 17) é removida por cabo de aço ou por um veículooperado remotamente, e um cabo de aço 3 8 é passado para opoço 11 e conectado ao obturador 30, conforme mostrado na FIG. 12. A capa de controle na árvore de natal 42 pode serremovida com segurança, porque a válvula hidráulica 16 estáfechada e a coluna de salmoura 44 na tubulação 13 é maispesada do que a pressão abaixo da válvula hidráulica 16. Apressão até a linha de controle 19 conectada ao conectorúmido 14 para servir ao obturador 3 0 é liberada, e oobturador 3 0 é liberado. Se o obturador 3 0 for mecânico,ele incluirá um mecanismo de liberação de saque direto paraliberação do obturador ao se puxá-lo para cima ou com ocabo de aço 38. Um obturador 3 0 com um mecanismo de liberação rotativo requererá o uso de uma tubulaçãoflexível para liberação do obturador 30. Ainda, umobturador colocado hidraulicamente 3 0 pode ser liberadomecanicamente ao se sacar em excesso com o cabo de aço 38.Uma vez que o obturador 3 0 seja liberado, a ESP sem sonda em poço 10 é sacada do poço 11, conforme mostrado na FIG.13, deixando o poço 11 em condição de receber uma outra ESPe outros componentes, conforme mostrado na FIG. 13. O poço14 é deixado com o obturador permanente 12, a tubulação 13,a válvula hidráulica 16, a janela de fluxo 18 e o conectorúmido 14 no lugar, conforme mostrado na FIG. 13. As linhasde controle 20 e o cabo de potência 22 permanecemconectados ao conector úmido 14 e o suspensor de tubulação32 e o penetrador 34 também permanecem no lugar.
Em uma outra modalidade (não mostrada) , uma tubulaçãoflexível ao invés de um cabo de aço pode ser usada para seabaixar e recuperar a ESP sem sonda em poço 10. Um carreteide tubulação flexível pode estar localizado na cabeça depoço em terra ou na embarcação para um poço em alto-mar,para que se obtenha isso.
Em uma modalidade adicional, o conector úmido 14 podeser montado como parte do motor de ESP 26.
Em uma modalidade adicional, três linhas de controle20 são usadas para atuação da válvula hidráulica 16 eregulagem e teste do obturador 30. Uma linha de controle 20se conecta diretamente à válvula hidráulica 16 e uma outralinha de controle 19 é conectada a um conector hidráulicono conector úmido 14 para colocação do obturador 30. Umaterceira linha de controle também é conectada ao conectorhidráulico no conector úmido 14, para se observar se apressão é mantida entre os selos (não mostrados) , dessemodo se testando o obturador 30.
Em uma modalidade adicional, a válvula hidráulica 16 éatuada através da aplicação de pressão anular. Um fluido,tal como uma salmoura 44 é introduzido no espaço anularpara se prover a pressão requerida para atuação da válvulahidráulica 16. Uma ciclagem da pressão no espaço anularabrirá e fechará a válvula hidráulica.
Geralmente, é requerida uma solda para a instalação ea recuperação de uma ESP e de seus componentes abaixo epara fora do poço. A sonda é um recurso crítico edispendioso em aplicações submarinas ou remotas. A colunamontada 10 com a ESP 24, o obturador 30, a junta deexpansão 28 e o motor tornam-na menos dispendiosa para asubstituição de uma coluna de ESP completa 10 pelo uso deum cabo de aço 38 para se sacar a coluna 10, ao invés deuma sonda. Pelo uso de um conector úmido elétrico /hidráulico, o sistema provê potência para o motor de ESP 26e uma pressão hidráulica para atuação da válvula hidráulica16 e colocação do obturador 30. A janela de fluxo 18permite que a salmoura 44 circule através de e limpe a ESPsem sonda em poço 10, para se permitir uma recuperação deuma maneira amigável para o meio-ambiente. Assim, o saquecom cabo de aço de uma coluna de ESP completa e não apenasda ESP em si é obtido de uma maneira significativamentemenos dispendiosa e menos complicada do que atualmente épossível com uma sonda.
Esta descrição por escrito usa exemplos para mostrar ainvenção, incluindo o melhor modo, e também para sepermitir que qualquer pessoa versada na técnica pratique ainvenção, incluindo fazer e usar dispositivos ou sistemas ea realização dos métodos incorporados. Não se pretende queestas modalidades limitem o escopo da invenção. 0 escopopatenteável da invenção é definido pelas reivindicações, epodem incluir outros exemplos que ocorrem àqueles versadosna técnica. Pretende-se que esses outros exemplos estejamno escopo das reivindicações, caso eles tenham elementosestruturais que não difiram da linguagem literal dasreivindicações, ou caso eles incluam elementos estruturaisequivalentes com diferenças não substanciais da linguagemliteral das reivindicações.

Claims (20)

1. Aparelho para a produção de um fluido a partir deum poço, caracterizado pelo fato de compreender:uma coluna de tubulação;um conjunto tubular na extremidade inferior da colunade tubulação;um conector úmido elétrico e hidráulico localizado noconjunto tubular;um cabo de potência elétrica preso ao exterior dacoluna de tubulação e correndo a partir de uma fonte depotência fora de um poço e se conectando à conexão elétricano conector úmido;uma linha hidráulica externa presa ao exterior dacoluna de tubulação e passando a partir de uma fonte de fluido hidráulico fora do poço e se conectando à conexãohidráulica no conector úmido;um conjunto de tubulação de passagem abaixado para acoluna de tubulação;uma bomba submersível elétrica e um motorcompreendendo parte do conjunto de tubulação de passagem, oconjunto de tubulação de passagem combinando com o conectorúmido para a provisão de potência elétrica para o motoratravés do cabo de potência;um obturador superior acima de uma admissão da bomba ecompreendendo parte do conjunto de tubulação de passagempara vedação de uma descarga da bomba de uma admissão dabomba; euma linha hidráulica interna passando a partir doconector úmido até o obturador superior para suprimento defluido hidráulico para colocação do obturador superior,quando o conjunto de tubulação de passagem se assentar nalocalização desejada no poço.
2. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de ainda compreender um obturadorinferior colocado no poço, o conjunto tubular tendo umconjunto de selo tubular que se assenta em um receptáculono obturador inferior.
3. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de ainda compreender uma válvulaatuada hidráulica no conjunto tubular, que permite que umfluido flua a partir de embaixo do obturador inferioratravés do conjunto tubular até a bomba, quando aberta, eimpede um fluxo de fluido quando fechada.
4. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de ainda compreender uma janela defluxo no conjunto tubular, que sensor de leitura permiteque um fluido no exterior do conjunto tubular flua noconjunto tubular até a bomba.
5. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de ainda compreender uma válvulaatuada hidráulica no conjunto tubular que permite um fluxode fluido a partir de embaixo do obturador inferior atravésdo conjunto tubular até a bomba, quando aberta, e impede umfluxo de fluido a partir de embaixo do obturador inferior,quando fechada; euma janela de fluxo no conjunto tubular que tem umaválvula de retenção que bloqueia um fluxo para fora atravésda janela de fluxo e permite que o fluido no exterior doconjunto tubular flua no conjunto tubular para a bomba,enquanto a válvula estiver fechada.
6. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de o conjunto tubular ser afixado ae se projetar para baixo a partir da coluna de tubulação,conforme a coluna de tubulação for abaixada para o poço.
7. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de o conector úmido ter umreceptáculo voltado para cima e o conjunto de tubulação depassagem ter uma encalcadeira voltada para baixo que secrava no conector úmido.
8. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de o obturador superior se liberar,caso a pressão hidráulica na linha hidráulica interna sejaremovida.
9. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de ainda compreender uma segundalinha de fluido hidráulico externa levando ao conectorúmido para atuação da válvula.
10. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de a janela de fluxo ser fechadapara se evitar que o fluido exterior do conjunto tubularflua para a janela de fluxo enquanto a válvula estiveraberta.
11. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de ainda compreender um cabo quesuporta o conjunto de tubulação de passagem conforme oconjunto de tubulação de passagem é abaixado para a colunade tubulação.
12. Aparelho para a produção de um fluido a partir deum poço, caracterizado pelo fato de compreender:uma coluna de tubulação;um conjunto tubular na extremidade inferior da colunade tubulação;um conector úmido elétrico e hidráulico localizado noconjunto tubular;um cabo de potência elétrica preso ao exterior dacoluna de tubulação e correndo a partir de uma fonte depotência fora de um poço e se conectando à conexão elétricano conector úmido;uma linha hidráulica externa presa ao exterior dacoluna de tubulação e passando a partir de uma fonte defluido hidráulico fora do poço e se conectando à conexãohidráulica no conector úmido;um conjunto de tubulação de passagem abaixado para acoluna de tubulação;uma bomba submersível elétrica e um motorcompreendendo parte do conjunto de tubulação de passagem, oconjunto de tubulação de passagem combinando com o conectorúmido para a provisão de potência elétrica para o motoratravés do cabo de potência;um obturador superior acima de uma admissão da bomba ecompreendendo parte do conjunto de tubulação de passagempara vedação de uma descarga da bomba de uma admissão dabomba;uma linha hidráulica interna passando a partir doconector úmido até o obturador superior para suprimento defluido hidráulico para colocação do obturador superior,quando o conjunto de tubulação de passagem se assentar nalocalização desejada no poço;um obturador inferior colocado no poço, o conjuntotubular tendo um conjunto de selo tubular que se assenta emum receptáculo do objeto inferior; euma válvula atuada hidraulicamente no conjunto tubularque permite um fluxo abaixo do obturador inferior atravésdo conjunto tubular até a bomba, quando aberta, e impede umfluxo de fluido, quando fechada.
13. Aparelho, de acordo com a reivindicação 12,caracterizado pelo fato de ainda compreender uma janela defluxo no conjunto tubular que seletivamente permite que ofluido no exterior do conjunto tubular flua no conjuntotubular até a bomba.
14. Aparelho, de acordo com a reivindicação 12,caracterizado pelo fato de o conjunto tubular ser afixado ae se projetar para baixo a partir da coluna de tubulação,conforme a coluna de tubulação for abaixada para o poço.
15. Aparelho, de acordo com a reivindicação 12,caracterizado pelo fato de o conector úmido ter umreceptáculo voltado para cima e o conjunto de tubulação depassagem ter uma encalcadeira voltada para baixo que secrava no conector úmido.
16. Aparelho, de acordo com a reivindicação 12,caracterizado pelo fato de ainda compreender um cabo quesuporta o conjunto de tubulação de passagem conforme oconjunto de tubulação de passagem for abaixado para acoluna de tubulação.
17. Método para bombeamento de fluido a partir de umpoço, caracterizado pelo fato de compreender:a instalação de um obturador inferior em um poçorevestido acima de uma formação de produção de fluido;a constituição de uma coluna de tubulação com umconjunto tubular preso a uma extremidade inferior da colunade tubulação, o conjunto tubular tendo um conector úmidoelétrico e hidráulico;o abaixamento da coluna de tubulação para o poço,enquanto, ao mesmo tempo, estende-se ao longo da lateral dacoluna de tubulação um cabo de potência e uma linhahidráulica levando a partir do conector úmido;a cravação de forma vedante de uma extremidadeinferior do conjunto tubular no obturador inferior;a passagem de um conjunto de tubulação de passagemcompreendendo uma bomba submersível elétrica e um motor eum obturador superior para baixo através da tubulação e acombinação do conjunto de tubulação de passagem com oconector úmido;o suprimento de uma pressão de fluido hidráulico paraa linha hidráulica e o conector úmido para o obturadorsuperior para a regulagem do obturador superior na colunade tubulação; eo suprimento de potência elétrica através do cabo depotência para o motor para acionamento da bomba.
18. Método, de acordo com a reivindicação 17,caracterizado pelo fato de ainda compreender a conexão deuma válvula atuada hidraulicamente ao conjunto tubular, osuprimento de potência de fluido hidráulico para a válvulapara abertura da válvula e para se permitir um fluxo defluido a partir de abaixo do obturador inferior fluaatravés do conjunto tubular para a bomba.
19. Método, de acordo com a reivindicação 17,caracterizado pelo fato de ainda compreender a instalaçãode uma janela de fluxo no conjunto tubular e a aberturaseletiva da janela de fluxo e o fechamento da válvula, parase permitir que um fluido no revestimento acima doobturador inferior flua para o conjunto tubular.
20. Método, de acordo com a reivindicação 19,caracterizado pelo fato de ainda compreender a circulaçãode um fluido para baixo por um espaço anular entre a colunade tubulação e o revestimento, enquanto a janela de fluxoestiver aberta.
BRPI1001979A 2009-02-18 2010-02-18 bombas elétricas submersíveis sem sonda em poço BRPI1001979B8 (pt)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15337609P 2009-02-18 2009-02-18
US61/153,376 2009-02-18
US12/707,843 US8381820B2 (en) 2009-02-18 2010-02-18 In-well rigless ESP
US12/707,843 2010-02-18

Publications (3)

Publication Number Publication Date
BRPI1001979A2 true BRPI1001979A2 (pt) 2011-07-05
BRPI1001979B1 BRPI1001979B1 (pt) 2020-11-10
BRPI1001979B8 BRPI1001979B8 (pt) 2021-02-17

Family

ID=42558918

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
BRPI1001979A BRPI1001979B8 (pt) 2009-02-18 2010-02-18 bombas elétricas submersíveis sem sonda em poço

Country Status (2)

Country Link
US (1) US8381820B2 (pt)
BR (1) BRPI1001979B8 (pt)

Families Citing this family (40)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8550175B2 (en) * 2009-12-10 2013-10-08 Schlumberger Technology Corporation Well completion with hydraulic and electrical wet connect system
EP2516792A4 (en) 2009-12-23 2015-05-06 Bp Corp North America Inc LOW VOLUME PUMP SYSTEM WITHOUT DRILLING APPARATUS
US9166352B2 (en) * 2010-05-10 2015-10-20 Hansen Energy Solutions Llc Downhole electrical coupler for electrically operated wellbore pumps and the like
US20120006559A1 (en) * 2010-07-09 2012-01-12 Brite Alan D Submergible oil well sealing device with valves and method for installing a submergible oil well sealing device and resuming oil production
NO20101382A1 (no) * 2010-10-06 2012-04-09 Fmc Kongsberg Subsea As Bronnpumpeinstallasjon
US8985972B2 (en) * 2010-11-15 2015-03-24 Baker Hughes Incorporated Isolating wet connect components for deployed electrical submersible pumps
US8727016B2 (en) 2010-12-07 2014-05-20 Saudi Arabian Oil Company Apparatus and methods for enhanced well control in slim completions
US8844636B2 (en) * 2012-01-18 2014-09-30 Baker Hughes Incorporated Hydraulic assist deployment system for artificial lift systems
GB2504102B (en) * 2012-07-17 2017-12-06 Accessesp Uk Ltd Fixed wet connection system for an electrical submersible pump
CN103437995B (zh) * 2013-08-13 2016-03-23 成都希能能源科技有限公司 一种接头器
US9593561B2 (en) 2013-09-06 2017-03-14 Saudi Arabian Oil Company Hanger and penetrator for through tubing ESP deployment with a vertical production tree
NO341342B1 (no) * 2014-01-16 2017-10-16 Accessesp Uk Ltd Fast våtkoblingssystem for en elektrisk nedsenkbar pumpe
CA2888027A1 (en) 2014-04-16 2015-10-16 Bp Corporation North America, Inc. Reciprocating pumps for downhole deliquification systems and fluid distribution systems for actuating reciprocating pumps
US9896897B2 (en) 2014-05-14 2018-02-20 Aker Solutions As Subsea universal Xmas tree hang-off adapter
NO338323B1 (no) * 2014-05-14 2016-08-08 Aker Solutions As Kabel for et elektrisk nedsenkbart pumpearrangement
US8997852B1 (en) * 2014-08-07 2015-04-07 Alkhorayef Petroleum Company Limited Electrical submergible pumping system using a power crossover assembly for a power supply connected to a motor
US9725996B2 (en) * 2014-08-07 2017-08-08 Alkorayef Petroleum Company Limited Electrical submergible pumping system using a power crossover assembly for a power supply connected to a motor
US9976392B2 (en) 2015-01-02 2018-05-22 Saudi Arabian Oil Company Hydraulically assisted deployed ESP system
US10145212B2 (en) 2015-01-02 2018-12-04 Saudi Arabian Oil Company Hydraulically assisted deployed ESP system
NO340973B1 (en) * 2015-12-22 2017-07-31 Aker Solutions As Subsea methane hydrate production
US20200300068A1 (en) 2015-12-22 2020-09-24 Shell Oil Company Integration of in-well wetmate esp motor connector with high pressure hydraulic line
US10704353B2 (en) * 2015-12-22 2020-07-07 Teledyne Instruments, Inc. Modular electrical feedthrough
GB2549751A (en) * 2016-04-27 2017-11-01 Baker Hughes Inc Method of pumping a well with dual alternate submersible pumps
US10760377B1 (en) * 2016-05-07 2020-09-01 Power Feed-Thru Systems & Connectors LLC Downhole pump bypass valve apparatuses and methods
WO2017209941A1 (en) * 2016-05-30 2017-12-07 Schlumberger Canada Limited System and methodology using locking sealing mechanism
US10605056B2 (en) 2016-07-13 2020-03-31 Fmc Technologies, Inc. System for installing an electrically submersible pump on a well
US20200056462A1 (en) 2018-08-16 2020-02-20 Saudi Arabian Oil Company Motorized pump
US20200056615A1 (en) * 2018-08-16 2020-02-20 Saudi Arabian Oil Company Motorized pump
US10900315B2 (en) 2019-03-04 2021-01-26 Saudi Arabian Oil Company Tubing hanger system
US11441363B2 (en) * 2019-11-07 2022-09-13 Baker Hughes Oilfield Operations Llc ESP tubing wet connect tool
US11125042B1 (en) 2020-06-01 2021-09-21 Saudi Arabian Oil Company Tubing head adapter for cable deployed (wireline) electrical submersible pump (ESP)
US11371326B2 (en) 2020-06-01 2022-06-28 Saudi Arabian Oil Company Downhole pump with switched reluctance motor
US11499563B2 (en) 2020-08-24 2022-11-15 Saudi Arabian Oil Company Self-balancing thrust disk
US11920469B2 (en) 2020-09-08 2024-03-05 Saudi Arabian Oil Company Determining fluid parameters
US20220195852A1 (en) * 2020-12-18 2022-06-23 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Electric submersible pump with packer arrangement and method of use
US11644351B2 (en) 2021-03-19 2023-05-09 Saudi Arabian Oil Company Multiphase flow and salinity meter with dual opposite handed helical resonators
US11591899B2 (en) 2021-04-05 2023-02-28 Saudi Arabian Oil Company Wellbore density meter using a rotor and diffuser
US11913464B2 (en) 2021-04-15 2024-02-27 Saudi Arabian Oil Company Lubricating an electric submersible pump
US11746626B2 (en) * 2021-12-08 2023-09-05 Saudi Arabian Oil Company Controlling fluids in a wellbore using a backup packer
US11994016B2 (en) 2021-12-09 2024-05-28 Saudi Arabian Oil Company Downhole phase separation in deviated wells

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4580952A (en) * 1984-06-07 1986-04-08 Eberle William J Apparatus for lifting liquids from subsurface reservoirs
US6873267B1 (en) * 1999-09-29 2005-03-29 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for monitoring and controlling oil and gas production wells from a remote location
US6668925B2 (en) * 2002-02-01 2003-12-30 Baker Hughes Incorporated ESP pump for gassy wells
US7487830B2 (en) * 2002-11-11 2009-02-10 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus to facilitate wet or dry control line connection for the downhole environment
US7677320B2 (en) * 2006-06-12 2010-03-16 Baker Hughes Incorporated Subsea well with electrical submersible pump above downhole safety valve
US8474520B2 (en) * 2009-07-14 2013-07-02 Baker Hughes Incorporated Wellbore drilled and equipped for in-well rigless intervention ESP

Also Published As

Publication number Publication date
US8381820B2 (en) 2013-02-26
US20100206577A1 (en) 2010-08-19
BRPI1001979B1 (pt) 2020-11-10
BRPI1001979B8 (pt) 2021-02-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
BRPI1001979A2 (pt) bomba elétricas submersìveis sem sonda em poço
US7677320B2 (en) Subsea well with electrical submersible pump above downhole safety valve
US7909103B2 (en) Retrievable tubing hanger installed below tree
US8689879B2 (en) Fluid displacement methods and apparatus for hydrocarbons in subsea production tubing
BRPI0403021B1 (pt) Conjunto de bombeamento submarino e método de bombeamento de fluido
CA2967933C (en) Subsea slanted wellhead system and bop system with dual injector head units
BRPI0903049A2 (pt) protetor de perfuração recuperável em alto-mar
BR0316189B1 (pt) Sistema e método de orientação para um poço submarino
NO20161941A1 (en) Subsea universal xmas tree hang-off adapter
GB2554183A (en) Wet connection system for downhole equipment
EA002945B1 (ru) Способ развертывания в скважине электроприводной системы перекачки потока флюида
US20110011596A1 (en) Wellbore drilled and equipped for in-well rigless intervention esp
NO345636B1 (en) Subsea production system with downhole equipment suspension system.
BRPI0904523A2 (pt) método de implantação de um sistema de bombeamento em um poço submarino, método de instalar uma bomba em um poço submarino, método, e sistema para a implantação de uma bomba submersìvel
BR112019015572A2 (pt) Aparelho para formar pelo menos uma parte de um sistema de produção para um furo do poço, e uma linha para e método de realizar uma operação para ajustar um tampão de cimento em um furo do poço
NO343678B1 (no) Stigerørs overhalingsarrangement for installering/opphenting av elektrisk neddykkbare pumper
US10774608B2 (en) Subsea system and methodology utilizing production receptacle structure
US20090260830A1 (en) Rigless well completion method
US20050241821A1 (en) System and method for well workover with horizontal tree
WO2015123736A1 (pt) Sistema submarino de injeção de água do mar por meio de bomba centrífuga submersa
MX2011004687A (es) Metodo para modificar un pozo de produccion de petroleo existente en una ubicacion submarina, y un pozo de produccion de petroleo modificado de tal manera.
US20240076944A1 (en) System and Method for Deploying ESP on Coiled Tubing
US10280740B2 (en) Sandface liner with power, control and communication link via a tie back string

Legal Events

Date Code Title Description
B03A Publication of a patent application or of a certificate of addition of invention [chapter 3.1 patent gazette]
B06F Objections, documents and/or translations needed after an examination request according [chapter 6.6 patent gazette]
B06U Preliminary requirement: requests with searches performed by other patent offices: procedure suspended [chapter 6.21 patent gazette]
B09A Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette]
B16A Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette]

Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 10 (DEZ) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 10/11/2020, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS.

B16C Correction of notification of the grant [chapter 16.3 patent gazette]

Free format text: REF. RPI 2601 DE 10/11/2020 QUANTO AO TITULO.