BRPI1105806A2

BRPI1105806A2 - oil lifting system in wells subjected to cyclic steam injection without the need for a rig to change equipment

Info

Publication number: BRPI1105806A2
Application number: BRPI1105806A
Authority: BR
Inventors: Masao Miyaji; Zadson De Almeida Franco
Original assignee: Engepet Empresa De Engenharia De Petróleo Ltda
Priority date: 2011-10-26
Filing date: 2011-10-26
Publication date: 2015-12-29

Abstract

sistema para elevação de petróleo em poços submetidos a injeção ciclica de vapor sem necessidade de sonda para troca de equipamentos. refere-se a presente invenção a um processo térmico de extração de petrôleo que possibilita a injeção de vapor na zona ou grupo de zonas (4) e a produção de petróleo, alternadamente, sem a necessidade de intervenção de sonda para trocar os equipamentos de injeção pelos equipamentos de produção e vice versa. o processo prevê que a mesma fonte de vapor utilizada para a injeção, seja utilizada para elevação do petróleo produzido ou se houver disponibilidade, o gás comprimido pode substituir o vapor para exercer a mesma função na elevação. no esquema representado pela figura 1, o processo permite ainda, injetar vapor e em seguida iniciar a produção de petróleo mantendo simultaneamente ou em ciclos, a circulação de vapor com pequenas vazões para manter a formação, na periferia do poço, sempre aquecida. no esquema representado pela figura 2 e figura 3, utilizado para o caso em que não é possivel injetar direto pelo anular a conversão de injetar em produtor ocorre com a simples instalação da válvula de retenção (9) e da válvula de retenção (10) e conversão de produtor em injetor ocorre com a simples remoção válvula de retenção (9) e da válvula de retenção (10). a instalação e desinstalação dessas válvulas são feitas utilizando-se unidades de cabo, com aplicadores para a instalação ou sacadores para a desinstalação (unidades e equipamentos de uso rotineiro na indústria do petróleo) que descem na extremidade do cabo através da válvula (30), válvula (31) e da coluna interna (11) até o ponto de instalação ou desinstalação das mesmas. o processo permite operar indistintamente em poços verticais, inclinados (direcionais) e horizontais.system for lifting oil in wells subjected to cyclic steam injection without the need for a rig to change equipment. The present invention relates to a thermal oil extraction process which enables the injection of steam into the zone or group of zones (4) and the production of oil, alternately, without the need for probe intervention to change the injection equipment. production equipment and vice versa. The process foresees that the same steam source used for the injection will be used to lift the produced oil or if available, the compressed gas can replace the steam to perform the same lift function. In the scheme shown in Figure 1, the process also allows steam to be injected and then to start oil production while simultaneously or in cycles, the circulation of steam with small flow rates to maintain formation at the well periphery, always heated. in the scheme represented by figure 2 and figure 3, used for the case where direct injection is not possible by overriding injection-to-producer conversion occurs by simply installing the check valve (9) and the check valve (10) and Producer-to-injector conversion occurs by simply removing the check valve (9) and the check valve (10). These valves are installed and uninstalled using cable units, with installation applicators or uninstallers (units and equipment for routine use in the oil industry) that descend at the cable end through the valve (30), valve (31) and inner column (11) to their point of installation or uninstallation. The process allows to operate indistinctly in vertical, inclined (directional) and horizontal wells.

Description

“SISTEMA PARA ELEVAÇÃO DE PETRÓLEO EM POÇOS SUBMETIDOS A INJEÇÃO CÍCLICA DE VAPOR SEM NECESSIDADE DE SONDA PARA TROCA DE EQUIPAMENTOS” Refere-se a presente invenção a um processo térmico de extração d© petróleo qu© possibilita a injeção de vapor em zona ou grupo de zonas portadoras de petróleo (4) e a produção de petróleo, alternadamente, sem a . necessidade d© intervenção de sonda para trocar os equipamentos de injeção pelos equipamentos de produção e vice versa. O processo permite qu© a mesma fonte de vapor utilizada para a injeção, possa ser utilizada para elevação do óleo produzido ou, preferencialmente, uma fonte de gás comprimido para exercer a mesma função na elevação. O processo permite ainda, no caso da FIGURA 1, injetar vapor © em seguida iniciar a produção de petróleo mantendo, simultaneamente ou em ciclos, a circulação de vapor com pequenas vazões para manter a formação, na periferia do poço, sempre aquecida. O processo permite também que o vapor seja circulado com altas vazões para promover a limpeza com a remoção dos detritos que possam se acumular no poço, principalmente nos poços inclinados (direcionais) ou horizontais."System for Oil Elevation in Wells Undergoing Cyclic Vapor Injection No Equipment Replacement Probe" This invention relates to a thermal oil extraction process which enables steam injection into a zone or group of oil bearing zones (4) and oil production, alternately, without the. Need for intervention of probe to change injection equipment for production equipment and vice versa. The process allows the same steam source used for the injection to be used for lifting the produced oil or, preferably, a compressed gas source to perform the same lifting function. The process also allows, in the case of FIGURE 1, to inject steam © and then to start oil production by maintaining, simultaneously or in cycles, the circulation of steam with small flow rates to maintain formation at the well periphery, always heated. The process also allows steam to be circulated at high flow rates to promote cleaning by removing debris that may accumulate in the well, especially in sloping (directional) or horizontal wells.

Dentre os métodos térmicos para recuperação de petróleo d© alta viscosidade, a injeção de vapor, de forma continua ou cíclica, é o mais difundido. Diversas propostas para otimização do processo, que passam pela perfuração de poços horizontais para serem produtores da injeção contínua ou ainda a perfuração de poços horizontais superpostos para atuarem como injetores e produtores alternadamente, são caras e os resultados nem sempre atendem às expectativas. O processo apresentado a seguir deve ter um desempenho superior aos processos cíclicos convencionais melhorando sua performance.Among the thermal methods for high viscosity oil recovery, continuous or cyclic steam injection is the most widespread. Several proposals for process optimization, ranging from drilling horizontal wells to be producers of continuous injection or drilling horizontal wells superimposed to act as injectors and producers alternately, are expensive and the results do not always meet expectations. The following process should outperform conventional cyclic processes by improving their performance.

Com o intuito de ampliar as possibilidades técnicas além das rotineiras, a presente invenção oferece a possibilidade de utilizarmos o poço como injetor de vapor e produtor de óleo, alternadamente, sem que sejam necessárias intervenções de sonda para fazer a conversão. Esse sistema apresenta algumas vantagens como: • Injetar vapor e produzir petróleo alternadamente sem necessidade de sonda para fazer a conversão. • Como não e necessário a utilização de sonda para converter o poço de produtor em injetor e vice versa, os engenheiros de reservatório podem, sem custo adicional, optar por ciclos curtos, médios ou longos definindo aquele para o qual o poço apresentou a melhor performance. * O sistema permite também que durante a produção do poço seja circulado vapor com baixas vazões com o objetivo de manter quente a rocha reservatório nas proximidades do poço. • O sistema permite também que durante a produção do poço, esta seja interrompida e, de tempos em tempos, se faça uma limpeza do poço circulando vapor a altas vazões. * Tanto o processo de alternância do ciclo (injeção/produção) como o ciclo do bombeio {com gás ou vapor) podem ser controlados manual ou automaticamente. * Para atender a$ opções do processo, foram desenvolvidos os esquemas representados pelas FIGURA 1, FIGURA 2 e FIGURA 3 para equipar os poços e os equipamentos necessários para sua execução. A invenção poderá ser melhor compreendida através da descrição detalhada do processo em consonância com as FIGURA 1, FIGURA 2 e FIGURA 3 que representam as configurações básicas do processo para poços verticais, inclinados (direcionais) e horizontais: ^ O processo é controlado por um conjunto de válvulas na superfície que por sua vez são controladas por válvulas solenóides comandadas por um controlador lógico programável (CLP). O processo se desenvolve como segue: FIGURA 1: Quando os poços foram cimentados para receberem injeção de vapor s quando análises prévias, comuns na indústria do petróleo, tais como análise da qualidade da cimentação do revestimento (26), permitirem 3 injeção pelo anular (2) onde o vapor tem contato direto com o revestimento (26), a FIGURA 1 é a configuração proposta e o processo inicia-se com a abertura da válvula (1) que permite o acesso do vapor ao anular (2) formado pelas revestimento (26) e coluna externa (16), passando através de uma válvula automática reguladora de vazão (3) e da válvula (19). Através do anular (2) o vapor é dirigido para a zona (ou grupo de zonas) portadora de petróleo (4) na qual se deseja injetar 0 vapor. Os canhoneados representados pelos furos (28) comunicam o interior do revestimento (26) com a zona (4). O tempo de injeção do vapor na zona (4) é definido pelo projeto desenvolvido para o campo/poço de petróleo. Concluído o ciclo de injeção de vapor o poço pode ser colocado em produção automaticamente, através de um processo intermitente, usando o gás comprimido ou vapor como fonte de energia para elevação do petróleo para a superfície. Essa elevação desenvolve-se de acordo com as etapas a seguir. Para iniciar o processo de elevação do petróleo, a válvula automática (6) ou a válvula automática (13) é aberta e 0 gás comprimido no caso de abertura da válvula automática (6) ou o vapor no caso de abertura da válvula automática (13) é dirigido para o anular (7) e através desse até a câmara (8), forçando o fechamento da válvula de retenção (9), que só permite fluxo de baixo para cima, e forçando a abertura da válvula de retenção (10) que também só permite fluxo de baixo para cima, permitindo que o petróleo que estava na câmara (8) seja deslocado para 0 interior da coluna interna (11), Logo abaixo da válvula de retenção (9) e entre esta e a boca de sino (17) da coluna externa (16) está a cauda (5) cuja extensão depende da geometria do poço, podendo variar de 1,0 (um) a centenas d© metros. Quando a câmara (8) estiver cheia de gás ou vapor, a válvula automática (6) para o caso de gás ou válvula automática (13) para o caso de vapor é fechada e a válvula automática (12) é aberta para permitir que o gás ou vapor acumulado no anular (7) e câmara (8) seja drenado para a linha de produção (23) ate a estação de tratamento e estocagem dos fluidos produzidos ou seja, para um local com a menor pressão possível (podendo em alguns casos chegar até a pressão igual à pressão atmosférica) e a pressão do petróleo da zona (4) possa abrir a válvula de retenção (9) e encher mais uma vez a câmara (8) quando então a váivula automática (12) ê fechada © a váivula automática (6), caso esteja sendo utilizado gás, ou váivula automática (13) caso esteja sendo utilizado vapor é aberta reiniciando o ciclo, Como pod© ser observado na FIGURA 1, o processo descrito acima se desenvolve com injeção cíclica de vapor na zona (4) # após o ciclo com a produção do petróleo da mesma zona (4). No caso da FIGURA 1, as dilatações térmicas das colunas envolvidas, que estão dentro do poço © fixadas apenas em um ponto na superfície, sendo que a coluna externa (16) esta suspensa pelo suspensor (24) e a coluna interna (11) pelo suspenso? (27), serão absorvidas pelo simples crescimento em direção ao fundo do poço. O conjunto (20) composto de tê de fluxo (33), válvula (18), válvula (30), válvula (31), válvula (34) © o flange (36) é a Arvore de Natal convencional para vapor. O conjunto hachurado denominado de adaptador/suspensor (21) é o equipamento onde ocorre a vedação do suspensor (24) e suspensor (27) que mantém suspensas as colunas externa (16) e interna (11), respectivament©, © permite o acesso ao anular (7) através das válvulas (29). O suspensor (24) da coluna externa (16) é alojado na cabeça de produção (25) © sobre ele é apoiado o suspensor (27) da coluna interna (11). Dos diversos revestimentos que compõe um poço de petróleo, na FIGURA 1, está representado apenas o revestimento de produção (26) do poço por ser o único revestimento que interessa ao processo descrito. A váivula de retenção (9) e a váivula de retenção (10) são válvulas convencionais fornecidas pelo mercado com vedação metal/metal ou com selos termoresistentes (grafite, amianto, etc.). FIGURA 2 e FIGURA 3: Nos poços onde não é recomendada a injeção direta pelo anular (2) formado pelo revestimento (26) e pela coluna externa (16), a FIGURA 2 e FIGURA 3 são as configurações propostas © nelas o revestimento (26) é preservado da ação direta do vapor com a utilização do obturador (14) que transforma o anular (2) em uma câmara estanque, A coluna externa (16) pode ser uma coluna de uso rotineiro ou, nos casos mais críticos, pode ser uma coluna isolada também muito usada na indústria do petróleo quando é necessário proteger o revestimento (26) dos «feitos térmicos do vapor injetado, Nessas configurações, para permitir o ciclo de injeção de vapor na zona portadora de petróleo (4)* a válvula de retenção (10) da extremidade da coluna interna (11) @ a válvula de retenção (9) da coluna externa (16) são retiradas utilizando-se unidades de cabo, com secadores específicos (unidades @ equipamentos de uso rotineiro na indústria do petróleo) que têm acesso a elas através da válvula (30), válvula (31) © da coluna Interna (11). Em seguida, com a válvula (18) e a válvula (31) do conjunto (20) fechadas, a válvula (1) é aberta ©, através da válvula (13), válvula (29) e anular (7), o vapor segue para a câmara (8) e desta, através da cauda (5) da coluna externa (16), até a câmara (32) criada pelo obturado (14) © desta câmara (32), através dos furos (28), para a zona portadora de petróleo (4). Concluído o ciclo de injeção de vapor a válvula automática (13) ê fechada, a válvula de retenção (10) e a válvula de retenção (9) são reinstaladas e através de um processo intermitente, usando o gás comprimido ou vapor como fonte de energia para elevação do petróleo para a superfície. Essa elevação desenvolve-se de acordo com as etapas a seguir.In order to extend the technical possibilities beyond routine, the present invention offers the possibility of using the well as a steam injector and oil producer alternately without the need for probe interventions to make the conversion. This system has some advantages such as: • Injecting steam and producing oil alternately without the need for a conversion probe. • As the use of a probe to convert the producer well into an injector is not necessary and vice versa, reservoir engineers can opt for short, medium or long cycles defining the one for which the well performed the best. . * The system also allows low flow steam to be circulated during well production in order to keep the reservoir rock warm near the well. • The system also allows during well production to be interrupted and from time to time to clean the well by circulating steam at high flow rates. * Both the cycle switching process (injection / production) and the pump cycle (gas or steam) can be controlled manually or automatically. * To meet the process options, the schemes represented by FIGURE 1, FIGURE 2, and FIGURE 3 have been developed to equip the wells and equipment required for their execution. The invention may be better understood by detailed description of the process in accordance with FIGS. 1, FIG. 2 and FIG. 3 depicting the basic process configurations for vertical, inclined (directional) and horizontal wells: The process is controlled by an assembly. surface valves which are in turn controlled by solenoid valves controlled by a programmable logic controller (PLC). The process proceeds as follows: FIGURE 1: When wells have been cemented to receive steam injection when prior analysis, common in the oil industry, such as coating cementation quality analysis (26), allows 3 injection by annular ( 2) where the steam has direct contact with the liner (26), FIGURE 1 is the proposed configuration and the process begins with the opening of the valve (1) which allows steam to access the annular (2) formed by the linings (26) and external column (16), passing through an automatic flow regulating valve (3) and valve (19). Through the ring (2) the steam is directed to the oil-bearing zone (or group of zones) (4) into which the steam is to be injected. The cannons represented by the holes (28) communicate the interior of the coating (26) with the zone (4). The steam injection time in zone (4) is defined by the project developed for the oilfield / well. After the steam injection cycle is completed, the well can be put into production automatically by an intermittent process using compressed gas or steam as the energy source for lifting oil to the surface. This elevation develops according to the following steps. To start the oil lifting process, the automatic valve (6) or the automatic valve (13) is opened and 0 compressed gas on opening the automatic valve (6) or steam on opening the automatic valve (13). ) is directed into and through the annulus (7) into the chamber (8), forcing the check valve (9) to close only from the bottom up, and forcing the check valve (10) to open which also only allows bottom-up flow, allowing the oil that was in the chamber (8) to be moved into the inner column (11), just below the check valve (9) and between it and the bellmouth (17) of the outer column (16) is the tail (5) whose length depends on the well geometry, and may range from 1.0 (one) to hundreds of meters. When the chamber (8) is full of gas or steam, the automatic valve (6) for the gas case or the automatic valve (13) for the steam case is closed and the automatic valve (12) is opened to allow the gas or vapor accumulated in the annular (7) and chamber (8) is drained to the production line (23) to the produced fluid treatment and storage station ie to a location with the lowest possible pressure (may in some cases reach the pressure equal to atmospheric pressure) and the oil pressure in zone (4) can open the check valve (9) and refill the chamber (8) when the automatic valve (12) is then closed © a automatic valve (6) if gas is being used, or automatic valve (13) if steam is being used is opened by restarting the cycle. As can be seen in FIGURE 1, the process described above proceeds with cyclic steam injection into the zone (4) # after cycle with production d oil from the same zone (4). In the case of FIGURE 1, the thermal expansions of the involved columns, which are inside the well ©, are fixed at only one point on the surface, with the outer column (16) being suspended by the suspender (24) and the inner column (11) by suspended? (27), will be absorbed by the simple growth towards the bottom. Assembly (20) consisting of flow tee (33), valve (18), valve (30), valve (31), valve (34) © flange (36) is the conventional steam Christmas tree. The hatched assembly called adapter / hanger (21) is the equipment where the hanger (24) and hanger (27) are sealed that keep the outer (16) and inner (11) columns suspended, respectively, © © allowing access by annuling (7) through the valves (29). The hanger (24) of the outer column (16) is housed in the production head (25) © upon it is supported the hanger (27) of the inner column (11). Of the various coatings that make up an oil well, in FIGURE 1, only the production well (26) of the well is represented as the only coating of interest to the described process. Check valve (9) and check valve (10) are conventional valves supplied by the market with metal / metal seals or with heat-resistant seals (graphite, asbestos, etc.). FIGURE 2 and FIGURE 3: In wells where direct injection by the annular (2) formed by the liner (26) and the outer column (16) is not recommended, FIGURE 2 and FIGURE 3 are the proposed configurations. ) is preserved from the direct action of steam by using the shutter (14) which transforms the annular (2) into a watertight chamber. The external column (16) may be a column for routine use or, in the most critical cases, may be an insulated column also widely used in the petroleum industry when it is necessary to protect the liner (26) from the thermal fumes of the injected steam. In such configurations, to allow the steam injection cycle in the oil carrier zone (4) * the inner column end retainer (10) (11) @ outer column retention valve (9) (16) are removed using cable units, with specific dryers (units @ equipment for routine use in the petroleum industry) that have m access to them through valve (30), valve (31) © of Internal column (11). Then, with valve (18) and valve (31) of assembly (20) closed, valve (1) is opened ©, through valve (13), valve (29) and annular (7), steam it goes into the chamber (8) and from there through the tail (5) of the outer column (16) to the chamber (32) created by the plug (14) © of this chamber (32) through the holes (28) to the oil-bearing zone (4). At the end of the steam injection cycle the automatic valve (13) is closed, the check valve (10) and the check valve (9) are reinstalled and by an intermittent process using compressed gas or steam as the power source. for lifting oil to the surface. This elevation develops according to the following steps.

Para iniciar o processo de elevação do petróleo, a válvula automática (6) ou a válvula automática (13) ê aberta © o gás comprimido no caso de abertura da vályula automática (6) ou o vapor no caso de abertura da válvula automática (13) é dirigido para o anular (7) e através desse até a câmara (8), forçando o fechamento da válvula de retenção (9), que só permite fluxo de baixo para cima, e forçando a abertura da válvula de retenção (10) que também só permite fluxo de baixo para cima, permitindo que o petróleo que estava na câmara (8) seja deslocado para o interior da coluna interna (11) , Logo abaixo da válvula de retenção (9) e entre esta e a boca de sino (17) da coluna externa (16) está a cauda (5) cuja extensão depende da geometria do poço, podendo variar de 1,0 (um) a centenas de metros. Quando a câmara (8) estiver cheia de gás ou vapor, a válvula automática (6) para o caso de gás ou válvula automática (13) para o caso de vapor é fechada e a válvula automática (12) é aberta para permitir que o gás ou vapor acumulado no anular (7) e câmara (8) seja drenado para a linha de produção (23) ate a estação de tratamento e estocagem dos fluidos produzidos ou seja, psr® um local som a m©nor pressão possível (podendo em alguns casos chegar até a pressão iguat à pressão atmosférica) m a pressão do petróleo da zona (4) confinado pelo obturador (14) na câmara (32) possa abrir a válvula de retenção (9) e encher mais uma vez a câmara (8) quando então a válvula automática (12) é fechada e a válvula automática (6), caso esteja sendo utilizado gás, ou válvula automática (13) caso esteja sendo utilizado vapor ê aberta reiniciando o ciclo.To start the oil lifting process, the automatic valve (6) or the automatic valve (13) is opened © the compressed gas on opening the automatic valve (6) or the steam on opening the automatic valve (13) ) is directed into and through the annulus (7) into the chamber (8), forcing the check valve (9) to close only from the bottom up, and forcing the check valve (10) to open which also only allows bottom-up flow, allowing the oil in the chamber (8) to be moved into the inner column (11), just below the check valve (9) and between it and the bellmouth (17) of the outer column (16) is the tail (5) whose length depends on the well geometry, and may range from 1.0 (one) to hundreds of meters. When the chamber (8) is full of gas or steam, the automatic valve (6) for the gas case or the automatic valve (13) for the steam case is closed and the automatic valve (12) is opened to allow the gas or vapor accumulated in the annulus (7) and chamber (8) is drained to the production line (23) until the produced fluid treatment and storage station ie psr® a location with the lowest possible pressure (possibly in In some cases, the pressure in the zone (4) confined by the plug (14) in the chamber (32) can open the check valve (9) and refill the chamber (8). when then the automatic valve (12) is closed and the automatic valve (6) if gas is being used, or automatic valve (13) if steam is being used is opened by restarting the cycle.

Nessas configurações, FIGURA 2 e FIGURA 3, a dilataçio térmica da coluna externa (16), que esta fixada em dois pontos, na superfície suspensa pelo suspensor (24) apoiado na cabeça de produção (25) @ no fundo pelo obturador (14) é absorvida pela junta de expansão térmica (35). Já a coluna interna (11) que esta simplesmente suspensa pelo suspensor (27) apoiado sobre o suspensor (24) da coluna externa (16) e com sua extremidade livre, a dilatação é absorvida pela distância, deixada previamente, entre sua extremidade e o ponto de assentamento da válvula de retenção (9) na coluna externa (16). A válvula de retenção (9) e a válvula de retenção (10) são válvulas convencionais fornecidas pelo mercado com vedação metal/meta! ou com selos termoresistentes (grafite, amianto, etc.).In these embodiments, FIGURE 2 and FIGURE 3, the thermal expansion of the external column (16), which is fixed at two points, to the surface suspended by the hanger (24) resting on the production head (25) at the bottom by the shutter (14). is absorbed by the thermal expansion joint (35). As for the internal column (11) which is simply suspended by the hanger (27) supported on the hanger (24) of the outer column (16) and with its free end, the expansion is absorbed by the distance previously left between its end and the check valve seating point (9) on the outer column (16). Check valve (9) and check valve (10) are conventional market-supplied metal / meta seal valves! or with heat-resistant seals (graphite, asbestos, etc.).

Tanto na FIGURA 2 como na FIGURA 3, a junta de expansão térmica (35) é posicionada acima do obturador (14) e este é posicionado logo acima dos furos (26) para cumprir sua função de evitar a subida de vapor para o anular (2). A câmara (8) pode ser posicionada abaixo do obturador (14) como na FIGURA 3 ou acima do obturador (14) como na FIGURA 2. No caso da FIGURA 3, basta que a geometria do poço permita, ou seja, desde qu© o poço tenha abaixo dos furos (28) fundo suficiente para receber a câmara (8) abaixo do obturador (14).In both FIGURE 2 and FIGURE 3, the thermal expansion joint (35) is positioned above the plug (14) and it is positioned just above the holes (26) to fulfill its function of preventing vapor from rising to the annulus ( 2). The chamber (8) may be positioned below the shutter (14) as in FIGURE 3 or above the shutter (14) as in FIGURE 2. In the case of FIGURE 3, it is sufficient that the geometry of the well permits, as far as possible. the well has below the holes (28) deep enough to receive the chamber (8) below the shutter (14).

Na FIGURA 2 e FIGURA 3, o anular (2) deve ficar aberto para atmosfera através da válvula (19) para que o anular fique seco © com boa capacidade de isolamento térmico. O conjunto hachurado denominado de adaptador/suspensor (21) ê o qnd$ ηορπ·# a vedação do suspensor (24) e do suspensor que mantêm suspensa, respectivamente, a comuns externa (16) o. s dotuftê interna (11) g permite o acesso ao anular (7) através das válvulas (29). O suspensor (24) da coluna externa (16) é alojado na eebeça de produção (25) e sobre ele ê apoiado o suspensor (27) da coluna interna (11). Dos diversos revestimentos que compõe um poço de petróleo, na FIGURA 1, FIGURA 2 e FIGURA 3 está representado apenas o revestimento de produção .(26) do poço por ser o único revestimento que interessa ao processo descrito. A válvula de retenção (9) e a válvula de retenção (10) sSo vêivutós çonvnnçinnníg fornecidas pelo merç&do com vedação metalfmetal ou com selos termoresistentes (grafite, amianto, etc,).In FIGURE 2 and FIGURE 3, the ring (2) must be open to atmosphere through the valve (19) so that the ring is dry © with good heat insulation capability. The hatched assembly called the adapter / hanger (21) is the seal of the hanger (24) and the hanger that hold the outer joint respectively (16). The inner end (11) g allows access to the annular (7) through the valves (29). The hanger (24) of the outer column (16) is housed in the production head (25) and on it is supported the hanger (27) of the inner column (11). Of the various coatings that make up an oil well, only FIG. 1, FIG. 2 and FIG. 3 show the production liner (26) of the well as being the only coating of interest to the described process. The non-return valve (9) and non-return valve (10) are supplied by the market with metal-metal seals or heat-resistant seals (graphite, asbestos, etc.).

REIVINDICAÇÕES

Claims

1 °) “WELL OIL LIFTING SYSTEM SUBJECTED TO CYCLIC STEAM INJECTION WITHOUT REQUIREMENT FOR EQUIPMENT EXCHANGE”, characterized by being Uffi oil extraction thermal process that allows steam injection in the zone or group of zones (4) and oil production, altemadamerit ©, without the need for rig intervention to exchange injection equipment for production equipment and vice versa.

2 °) “WELL OIL LIFTING SYSTEM SUBMITTED TO CYCLIC STEAM INJECTION WITHOUT REQUIREMENT OF EQUIPMENT EXCHANGE”, characterized in that it allows the same steam source used for the injection of soybean used to raise the produced oil or, if If available, compressed gas can replace steam to perform the same function in lifting.

3 °) “WELL OIL LIFTING SYSTEM SUBJECT TO CYCLIC STEAM INJECTION WITHOUT NEEDING EQUIPMENT EXCHANGE PROBE”, characterized, in the case of the configuration represented by FIGURE 1, by allowing to inject steam and then start production At the same time keeping the circulation of steam at small flow rates to maintain formation at the well's periphery, always heated.

4o) “WELL OIL LIFTING SYSTEM SUBJECT TO CYCLIC STEAM INJECTION WITHOUT NEEDING EQUIPMENT EXCHANGE PROBE”, characterized in the case of the configuration represented by FIGURE 1, that it is interrupted during production of the well. and from time to time the well is cleaned by circulating steam at high flow rates to remove various debris.

5 ° ““ WELL OIL LIFTING SYSTEM SUBMITTED TO CYCLIC STEAM INJECTION WITHOUT REQUIREMENT OF EQUIPMENT EXCHANGE ”, characterized by operating indistinctly in vertical, inclined (directional) and horizontal wells.

6o) “WELL OIL LIFTING SYSTEM SUBJECT TO CYCLIC STEAM INJECTION WITHOUT REQUIREMENT FOR EQUIPMENT EXCHANGE”, characterized in the case of the configurations represented by FIGURE 2 © FIGURE 3f where © the coating may not have direct contact with steam, by allowing the switch from injector to producer to happen by simply installing check valve (9) and check valve (10) and switching from producer to injector to happen by simply disengaging the check valve (S) and check valve ( 10), These installations and uninstallations are performed using cable units, with installation apieces or uninstaller sacs (units for routine use in the petroleum industry) that descend at the cable end through the valve (30). , valve (31) © from the inner column (11) to their point of installation or uninstallation.