ES2318273T3 - Procedimiento y aparato para completar un pozo con una tuberia insertada a traves de una valvula. - Google Patents
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Abstract
Procedimiento para inyectar fluido en un pozo, comprendiendo el procedimiento: instalar una sarta de tubería de producción, incluyendo la sarta de tubería de producción una herramienta de pozo de fondo de pozo; colgar un conducto (24) hidráulico inferior desde un extremo distal de la herramienta de pozo; desplegar un conducto (22) hidráulico superior desde una estación de superficie a través de la tubería de producción hasta una ubicación inmediatamente por encima de la herramienta de pozo; establecer un trayecto de flujo entre el conducto (22) hidráulico superior y el conducto (24) hidráulico inferior a través de la herramienta de pozo, estando configurado el trayecto de flujo para no restringir el funcionamiento de la herramienta de pozo; inyectar el fluido desde la estación de superficie a través del conducto (22) hidráulico superior, el trayecto de flujo y el conducto (24) hidráulico inferior hasta una ubicación por debajo de la herramienta de pozo.
Description
Procedimiento y aparato para completar un pozo
con una tubería insertada a través de una válvula.
Esta solicitud reivindica el beneficio de la
solicitud provisional estadounidense número de serie 60/319.972
presentada el 25 de febrero de 2003 titulada Procedimiento y
Aparato para completar un pozo con una tubería insertada a través
de una válvula.
La presente invención se refiere a un
procedimiento y aparato para mantener un tubo capilar o un conducto
hidráulico continuo de pequeño diámetro en una perforación de pozo
para inyectar fluidos en o producir fluidos desde un pozo;
específicamente, el procedimiento y aparato para insertar un tubo
capilar a través de una cabeza de pozo y una tubería de producción
más allá de las válvulas principales de la cabeza de pozo y/o de
una válvula de seguridad de fondo de pozo y extraer selectivamente
el tubo capilar si la válvula debe cerrarse y volver a insertar el
tubo cuando la válvula vuelve a abrirse.
En la perforación y terminación de pozos de
petróleo y gas en todo el mundo, ha surgido la necesidad de
insertar conductos o tubos hidráulicos continuos de pequeño
diámetro en la tubería de producción del pozo en numerosas
ocasiones y con varios fines. Normalmente, esto se conseguía
bajando el conducto hidráulico continuo a través de la cabeza de
pozo, sus válvulas principales, y a continuación hacia abajo a
través de la tubería de producción, a través de cualquier válvula
de seguridad subsuperficial y hacia abajo hacia el interior de la
perforación de pozo desde un sistema de carrete superficial. La
capacidad para moverse rápidamente a un emplazamiento de cabeza de
pozo y disponer un conducto de pequeño diámetro haciéndolo
descender por la perforación de pozo sin la necesidad de equipos de
perforación de reparación ni conjuntos de cabezales de inyección de
tubería flexible, da como resultado ahorros sustanciales de los
costes.
Una herramienta de aislamiento de cabeza de pozo
se da a conocer en el documento
US-A-5 372 202, en el que se bombean
fluidos de estimulación de pozo a través de una o varias
perforaciones a alta presión que se comunican con un cabezal de
inyección de mandril que dirige los fluidos hacia el mandril. La
cabeza de pozo incluye al menos una válvula principal, de la que
están suspendidos un carrete de tubería y a continuación una
tubería de producción. La válvula principal puede abrirse para
permitir el recorrido del conjunto de mandril a través de la cabeza
de pozo. Una vez completado un tratamiento de estimulación de pozo,
el mandril puede recuperarse sacándolo mediante una torre de
perforación o una grúa, o si hay suficiente presión de pozo, ésta
pueda utilizarse para forzar el mandril hacia arriba. Una vez
recuperado el mandril, la válvula principal puede cerrarse de
nuevo.
Previamente, cuando el tratamiento o tarea se ha
completado, la tubería se retira de la perforación de pozo, puesto
que sería imprudente dejar un conducto o tubo suspendido a través
de una válvula de seguridad o una válvula principal de cabeza de
pozo. Con mucha frecuencia, es beneficioso dejar la tubería de
pequeño diámetro en la perforación de pozo, por ejemplo, para
tratar químicamente el pozo por debajo de la válvula de seguridad o
las válvulas principales de cabeza de pozo; como, por ejemplo,
extendiendo el tubo hacia abajo de la perforación de pozo hasta la
zona de producción. Puesto que estos tubos se extienden tanto más
allá de las válvulas de cabeza de pozo como de una o más válvulas
de seguridad de fondo de pozo, si las presiones del pozo deben
controlarse, debe poder retirarse el conducto hidráulico continuo
de pequeño diámetro de la perforación de pozo antes de cerrar la
válvula de cabeza de pozo o la válvula de seguridad de fondo de
pozo.
Hasta ahora no se ha conseguido la capacidad
para mover selectiva o automáticamente el conducto hidráulico
continuo de pequeño diámetro hacia dentro y hacia fuera de una
válvula de pozo sin extraer completamente el conducto del pozo.
La presente invención da a conocer un sistema
para manipular un conducto hidráulico continuo en un pozo de
producción. El sistema está constituido por un dispositivo de
extracción que proporciona un paso longitudinal y un pistón que
puede moverse en dicho paso longitudinal sujeto a un primer
conducto hidráulico continuo. Un obturador sujeto al extremo del
primer conducto hidráulico continuo que proporciona un perfil en su
superficie lateral externa para acoplarse con un conjunto de
colgador de tubería. Cuando se ajusta el colgador de tubería, se
utiliza un obturador de ajuste para mover el colgador a la posición
deseada, y a continuación se libera la presión en la tubería
continua, que de ese modo libera el colgador de tubería para
ajustarse en la superficie lateral del elemento tubular. El
obturador de ajuste se extrae entonces y el obturador de producción
se inserta en el alma pulida del colgador de tubería
proporcionando de ese modo una comunicación hidráulica continua a
la tubería colgada por debajo del colgador de tubería.
El sistema está conectado a un sistema de
control hidráulico para suministrar presión hidráulica a una
válvula de pozo y a un dispositivo de extracción con accesorios de
sujeción hidráulicos, de modo que la presión hidráulica sobre la
válvula de pozo y sobre el pistón puede controlarse para mover
selectivamente el pistón hacia abajo cuando se inserta el obturador
en el colgador de tubería y mover selectivamente el pistón hacia
arriba cuando se extrae el conducto del colgador y más allá del
cierre de válvula de pozo. Un conjunto de colgador de tubería para
la inserción por debajo de una válvula de pozo proporciona un alma
pulida a través de su eje longitudinal, y puede sujetarse a la
perforación de pozo y proporciona sujeción a un segundo conducto
hidráulico continuo que puede estar suspendido desde el colgador
hasta la zona de producción del pozo. El sistema puede proporcionar
una válvula de retención en el extremo del conducto para evitar la
entrada de fluidos de pozo en el conducto hidráulico. El sistema
también puede utilizarse sin una válvula de retención para producir
fluidos a lo largo del conducto hidráulico continuo formado por la
inserción de la sección de sellado en el alma pulida por debajo de
la válvula. Un segundo conducto cuelga desde el colgador de tubería
ubicado de forma adyacente y por debajo de la válvula de pozo que
debe poder cerrarse, hasta la zona de producción de modo que los
tratamientos introducidos en el pozo pueden introducirse donde
tales tratamientos sean más eficaces o, de manera alternativa, para
permitir la producción de fluidos a lo largo del pozo.
El colgador de tubería proporciona una
herramienta de asentamiento que tiene una garganta superior
ampliada para facilitar el guiado del obturador de sellado en el
alma pulida, lo que permite a los fluidos de pozo fluir a lo largo
de la perforación de pozo más allá del colgador de tubería, y un
alma pulida longitudinalmente separada para aceptar el obturador de
ajuste conectado al extremo distal del primer conducto hidráulico
continuo; dicho obturador que proporciona al menos un puerto
hidráulico que comunica desde su interior hasta su cara lateral
exterior, que proporciona además una ranura para activar un pistón
de enganche y que proporciona juntas herméticas dinámicas para
acoplarse de manera hermética con la superficie interior del alma
pulida del colgador de tubería. El primer puerto hidráulico en la
superficie interior de la herramienta de asentamiento comunica con
el conducto hidráulico continuo que activa selectivamente un pistón
de enganche, que se acopla con una superficie lateral en el
obturador liso. Esto permite al primer conducto hidráulico actuar
como una línea de ajuste cuando la presión se introduce a través del
conducto para retener el enganche en acoplamiento con el colgador
de tubería. Un segundo puerto hidráulico en la superficie interior
de la herramienta de asentamiento comunica con el conducto
hidráulico continuo para acoplarse con una pluralidad de cuñas que
se mantienen desacopladas con la superficie interna de la tubería
de pozo o tubería de revestimiento hasta que la presión se libera o
disminuye en el conjunto de colgador de tubería enganchado desde el
panel de control en la superficie. Esta presión inferior permite a
los resortes que mantienen las cuñas desacopladas superar la
presión hidráulica del conducto continuo y moverse para el
acoplamiento. A medida que las cuñas se acoplan con la superficie
interna de la tubería o de la tubería de revestimiento, el peso del
segundo conducto hidráulico continuo ajusta los dientes sobre la
superficie externa de las cuñas para agarrar la tubería de
revestimiento o la tubería.
Un colgador de tubería soporta una segunda
longitud de conducto hidráulico continuo en una perforación de pozo
para permitir la comunicación de fluido continua desde la
superficie a través del extremo distal del primer conducto
hidráulico continuo hasta el extremo distal de dicho segundo
conducto hidráulico continuo tal como se describió
anteriormente.
Un obturador de producción se inserta en el alma
pulida del colgador de tubería que de este modo permite la
comunicación de fluido desde la cabeza de pozo a través del primer
conducto hidráulico en el segundo conducto hidráulico hasta la zona
de producción. Tal como se indicó anteriormente, cuando la presión
cae sobre una válvula de seguridad, el dispositivo de extracción
extrae el primer conducto hidráulico más allá de la válvula de
seguridad permitiendo que ésta se cierre para sellar el pozo. En
una realización alternativa, el obturador en un obturador de
producción se fabrica de un material frágil si el obturador no se
extrae antes de que se cierre la válvula de seguridad.
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La figura 1 es una vista esquemática del panel
de control hidráulico y el dispositivo de extracción de la
presente invención con las líneas hidráulicas dispuestas sobre una
cabeza de pozo.
La figura 2 es una vista lateral esquemática de
un colgador de tubería con el obturador liso insertado en un alma
pulida del mismo.
La figura 3 es una vista lateral esquemática del
colgador de tubería de la figura 2 que representa el obturador
liso retirado del alma pulida.
La figura 4 es una vista esquemática de un
dispositivo de extracción y un obturador liso en la posición
insertada.
La figura 5 es una vista esquemática del
dispositivo de extracción y el obturador liso en la posición
retirada.
La figura 6 es una vista esquemática del
dispositivo de extracción montado sobre una cabeza de pozo con un
conector de paro en la posición insertada.
La figura 7 es una vista esquemática del
dispositivo de extracción montado sobre una cabeza de pozo con un
conector de paro en la posición retirada.
La figura 8A es una vista lateral en sección
transversal del colgador de tubería que incluye seis vistas de
extremo en sección transversal del colgador con el obturador de
ajuste acoplado bajo presión.
La figura 8B es una vista en sección transversal
del colgador de tubería que incluye seis vistas de extremo en
sección transversal del colgador con la presión hidráulica liberada
acoplando la herramienta.
La figura 8C es una vista en sección transversal
del colgador de tubería que incluye seis vistas de extremo en
sección transversal del colgador liberado del obturador de
ajuste.
La figura 8D es una vista en sección transversal
del colgador de tubería que incluye seis vistas de extremo en
sección transversal del colgador conectado al obturador de ajuste
con presión aplicada para ajustar las cuñas secundarias.
La figura 9 es una vista en sección transversal
esquemática de un carrete de entrada lateral para la inserción de
cabeza de pozo de un conducto hidráulico de pequeño diámetro en un
pozo.
La figura 10 es un dibujo de una vista en
sección transversal de un conjunto de colgador de tubería que tiene
un dispositivo de extracción solidario según una realización
alternativa de la presente invención.
La figura 11 es un dibujo en sección transversal
en primer plano del conjunto de colgador de tubería de la figura
10.
La figura 1 da a conocer la parte de superficie
de la presente invención. Una cabeza WH de pozo se ajusta sobre un
pozo de producción. La cabeza WH de pozo proporciona un número de
válvulas que permiten la comunicación de fluido con varias tuberías
colgadas en la perforación de pozo. Cuando se ha completado un
pozo, el operario o sondista inserta con frecuencia una válvula de
fondo de pozo (o válvula de seguridad) y un tubo de control
hidráulico que se extiende hacia abajo por el pozo en paralelo a la
tubería de producción con el tubo hidráulico ubicado en el diámetro
exterior de la tubería de producción que puede accionarse mediante
la liberación de presión hidráulica para cerrar el flujo a través
de la válvula. Estas válvulas de control se mantienen normalmente
abiertas con presión hidráulica y la liberación de presión hace que
se cierren. De forma adicional, las válvulas (a modo de ejemplo
solamente, en 30) en la cabeza WH de pozo pueden accionarse
automáticamente de manera hidráulica para aislar un pozo que
experimenta una fuga en la línea de control hidráulico que controla
la válvula o cualquier fallo catastrófico del pozo, por ejemplo la
destrucción de la plataforma por fuego, explosión, huracán, o choque
de un barco, cerrándose entonces las válvulas de fondo de pozo
cuando la destrucción de la superficie de la plataforma y/o la
cabeza de pozo provocará que la presión en el sistema de control
fugue presión. Pueden utilizarse varios sistemas de control
hidráulicos para controlar el accionamiento de estas válvulas
accionadas hidráulicamente. El panel 10 de control es un esquema de
cualquier número de paneles de control que abren y cierran la
presión hidráulica. La línea 12 hidráulica puede conectarse tanto a
una válvula de cabeza de pozo como a una válvula de seguridad de
fondo de pozo tal como se requiere en un modo bien conocido por los
expertos en la técnica. La línea 14 hidráulica está conectada al
puerto hidráulico del dispositivo 20 de extracción que está
conectado a la parte superior de la cabeza WH del pozo mediante un
conector 23 de paro. El panel 10 de control puede activar de manera
selectiva y automática, por fases, la presión a través de la línea
14 para mover un pistón en un dispositivo 20 de extracción para
acoplar o desacoplar un conducto hidráulico continuo de un alma
pulida y por tanto extraer la línea hidráulica más allá de una
válvula de pozo que puede entonces cerrarse como resultado de la
activación del panel 10 de control por cualquier fuga en el sistema
hidráulico de la válvula de seguridad.
La figura 2 es una vista esquemática del
colgador de tubería que proporciona los medios para insertar el
extremo distal del conducto hidráulico desde la superficie en un
alma pulida que acopla y sella el conducto a un segundo conducto
hidráulico que está ajustado por el colgador de tubería en el pozo.
Puesto que el colgador 80 de tubería está adyacente a y por debajo
de la válvula 40 de seguridad, para que la válvula 40 de seguridad
se cierre, la línea 22 hidráulica a la que está sujeto el obturador
25 de producción, debe retirarse hacia arriba por la perforación de
pozo hasta un punto por encima de la válvula 40 de seguridad. Una
vez retirado por arriba tal como se muestra con más claridad en la
figura 3, mediante la manipulación del dispositivo 20 de extracción
mostrado en la figura 1, la válvula 40 de seguridad puede cerrarse
de forma segura y efectiva.
La figura 4 da a conocer la posición relativa de
los elementos de la presente invención cuando el conducto hidráulico
continuo está alojado en el receptáculo del alma pulida del colgador
80 de tubería. Se suministra presión hidráulica mediante el panel 10
de control al puerto 35 hidráulico que mueve el pistón 30 hacia
abajo por el cilindro del dispositivo 20 de extracción, todo
mostrado con más claridad en la figura 5. La presión hidráulica que
mueve el pistón y a continuación lo retiene en posición está
conectada a la línea hidráulica continuamente a presión que retiene
la válvula de seguridad en una posición abierta. Esta conexión de
comunicación de la presión hidráulica y continuo mantenimiento de la
misma presión sobre el pistón y la válvula de seguridad de fondo de
pozo se consigue a través del panel 10 de control.
La figura 6 es una vista más próxima del
dispositivo 20 de extracción de la presente invención con el resorte
o elemento 36 elástico en un estado comprimido, resultante de la
introducción de presión hidráulica a través del puerto 35 hasta el
cilindro 21 accionando de esta manera el pistón 30 de sellado, junto
con el primer conducto 22 hidráulico continuo que lleva en el mismo,
hacia abajo en la perforación de pozo, a través del conector 22. A
medida que se introduce presión en el lado hidráulico del pistón, el
pistón 30 se acciona para comprimir el resorte 36, tal como se
muestra en la figura 7 en su estado no comprimido. Un segundo
elemento elástico o resorte 37 puede insertarse en el extremo del
cilindro 21 para actuar como un amortiguador para evitar daños en la
herramienta resultantes de la pérdida de presión hidráulica esperada
dentro del cilindro 21 del dispositivo 20 de extracción. La figura 6
muestra este resorte 37 de amortiguación en su estado relajado
debido a que el pistón 30 está en compresión contra el resorte 36; y
la figura 7 muestra este resorte de amortiguación en su estado
comprimido absorbiendo la presión ascendente del pistón 30 a medida
que la presión hidráulica a través del puerto 35 disminuye.
En la instalación del colgador 80 de tubería, el
conducto 22 hidráulico se conecta al obturador 25 de ajuste y la
presión hidráulica se aumenta para ajustar un enganche en el
colgador 80 de tubería. El colgador de tubería se ha preparado
previamente con un segundo conducto hidráulico de pequeño diámetro
colgado por debajo de este hacia abajo hacia el interior del pozo
que estaba sujeto al colgador de tubería a través de medios bien
conocidos por los expertos en la técnica, tales como los accesorios
Swage-Lok o similares, sólo a modo de ejemplo. Este
segundo conducto hidráulico y colgador de tubería una vez
conectados al primer conducto hidráulico se bajan hacia el interior
de la perforación de pozo hasta un punto por debajo de la válvula
de pozo que controla de manera selectiva el flujo de fluido a
través del alma tubular. Una vez alcanzada la ubicación deseada
para el colgador 80 de tubería 80, la presión se reduce desde la
superficie mediante la manipulación de los controles del panel 10
de control para purgar presión desde el tubo dispuesto en el pozo
que permite de este modo que las cuñas sobre el colgador de tubería
se muevan para el acoplamiento con la superficie interior del
elemento tubular en el que se insertó este colgador de tubería. El
peso del segundo conducto hidráulico continuo se ajusta contra las
cuñas haciendo que se agarren a la superficie interior del elemento
tubular. El primer conducto hidráulico continuo puede entonces
retirarse por completo. Un obturador 25A de producción con un paso
longitudinal puede entonces insertarse en el receptáculo de alma
pulida del colgador de tubería para permitir la comunicación de
fluido desde la superficie hasta la zona de producción en el pozo,
según se desee.
Durante la instalación, puesto que se desconoce
o, como mínimo, no se ha probado a qué profundidad se encuentra la
válvula 40 de pozo, el panel 10 de control puede utilizarse para
cerrar la válvula 40. A partir de entonces, el primer conducto 22
hidráulico continuo puede bajarse o bombearse hacia abajo por la
perforación de pozo hasta que sea detenido por la válvula 40
cerrada. El operario puede entonces registrar la profundidad de la
válvula 40 y a partir de entonces retirar el primer conducto 22
hidráulico, sujetar un obturador 25 de ajuste y colgador 80 de
tubería, enganchar el primer conducto 22 hidráulico en el colgador
80 de tubería y bajar el conjunto completo hacia el interior de la
perforación de pozo. Puesto que ahora se conoce la ubicación exacta
de la válvula 40 de pozo, el colgador de tubería puede ajustarse de
manera adyacente y por debajo de la válvula 40 de pozo. La carrera
del pistón en el dispositivo 20 de extracción debe calibrarse para
permitir que un obturador 25A de producción se extraiga del
colgador 80 de tubería y del alma pulida mediante el movimiento del
pistón 30 en el dispositivo 20 de extracción.
Las figuras 8A-8D muestran los
detalles del receptáculo de alma pulida del colgador de tubería. La
figura 8A es una vista compuesta del colgador de tubería junto con
seis vistas de extremo en sección transversal; una desde la parte
superior (A-A) que muestra la garganta 82 superior
ampliada que permite conseguir fácilmente la inserción del
obturador en el alma pulida. Tal como se indica, la garganta 82
superior del colgador 80 de tubería proporciona numerosos trayectos
de flujo de modo que los fluidos pueden fluir fácilmente más allá
del colgador de tubería. Esta garganta 82 superior tiene forma de
cuenco para atrapar el obturador 25 de producción a medida que se
baja hacia el interior del alma 85 pulida del colgador 80 de
tubería. Tal como puede apreciarse fácilmente, la conexión de fondo
de pozo puede lograrse alternativamente proporcionando una garganta
ampliada sobre el extremo distal de la primera línea hidráulica con
un obturador de trayecto abierto sujeto a un colgador de tubería de
modo que el obturador de producción se orienta hacia la cabeza de
pozo.
La vista de extremo desde abajo de la figura 8A
muestra la herramienta de ajuste con presión acoplada. La vista en
sección transversal de la figura 8A a través de la línea
A-A muestra la garganta superior ampliada del
colgador de tubería. La vista en sección transversal de la figura
8A a través de la línea B-B muestra el pistón de
enganche en la posición acoplada permitiendo el ajuste. La figura
8A muestra el colgador de tubería a medida que se dirige hacia el
interior de la perforación de pozo.
La presión se ejerce a través del primer
conducto 22 hidráulico hacia el interior del obturador 25 de ajuste
sujeto a su extremo distal que proporciona un borde 83 redondeado.
El colgador 80 de tubería 80 fija un segundo conducto 24
hidráulico continuo que está sujeto en el colgador 80 en la sarta
de tubería. La presión interna del primer conducto 22 hidráulico
entra en el puerto 86 hidráulico 86 que acopla de este modo un
enganche 86A dentro de un perfil sobre la superficie lateral
externa del obturador 25 de ajuste. El obturador 25 de ajuste que
se muestra de forma más completa en los dibujos proporciona una
pluralidad de elementos O elastoméricos o juntas tóricas, que se
acoplan de forma dinámica con la superficie interna del receptáculo
85 de alma pulida del colgador 80 de tubería para acoplarse de
manera hermética con el colgador de tubería. La presión interna del
primer conducto 22 hidráulico también mantiene el pistón 87
completamente extendido evitando así que las cuñas 81 se muevan
entrando en contacto con la pared lateral interior del elemento
tubular. Cuando la presión se reduce tal como se muestra en la
figura 8B, el resorte 88 mueve la cuñas 81 para el acoplamiento con
dicha pared y libera el enganche 86A. El peso del segundo conducto
24 hidráulico continuo, junto con la energía del resorte 88, fuerza
a las cuñas 81 a agarrarse a la pared lateral interior de la
tubería y ajustar las cuñas 81.
El obturador 25 de ajuste se extrae entonces
dejando el colgador 80 de tubería 80 tal como se muestra en la
figura 8C. A partir de entonces, un obturador 25A de producción que
tiene un paso longitudinal para permitir la comunicación abierta
desde las bombas hidráulicas de superficie a través del primer
conducto 22 hidráulico continuo hasta la zona de producción a la
que da servicio el segundo conducto 24 hidráulico continuo
suspendido en el colgador 80 de tubería 80 de la presente
invención.
Como se muestra de manera adicional en la figura
8D, a través de la línea C-C, un conjunto 90 de
cuñas adicional puede ajustarse para retener el colgador 80 de
tubería en la perforación de pozo. El conjunto 90 de cuñas puede
activarse mediante un puerto de comunicación de presión hidráulica
con un pistón para accionar la cuña para el acoplamiento tal como
se muestra en el dibujo.
Si las válvulas de pozo deben cerrarse por
cualquier motivo, el panel 10 de control 10 activa el puerto 35
hidráulico para liberar la presión sobre el elemento 36 elástico
que extrae de manera inmediata el primer conducto hidráulico
continuo y el obturador sujeto a través de la válvula 40 de pozo
que ha de cerrarse y por tanto permite que el panel 10 de control
cierre la válvula 40 de manera hidráulica. Como característica
adicional, el obturador 25A de producción puede fabricarse de un
material frágil, tal como cerámica o similares, para permitir que
la válvula de pozo se cierre completamente sobre el obturador en el
caso de que el dispositivo de extracción no consiga retirar el
obturador del colgador de tubería de manera oportuna.
Puede utilizarse un aparato para pozos que
tengan solamente una serie de válvulas principales sobre la
superficie para controlar el pozo. Por ejemplo tal como se muestra
en la figura 9, puede insertarse un carrete 100 de entrada lateral
o en forma de Y entre la cabeza de pozo y una de las válvulas
principales. Si este carrete 100 de entrada lateral ha de insertarse
directamente en la cabeza de pozo en 102, el operario puede cerrar
el pozo obstruyendo el pozo en un perfil normalmente situado en el
conjunto de cabeza de pozo por debajo de la válvula principal
primaria o primera, de forma conocida por los expertos en la
técnica. De manera alternativa, si el operario decide ubicar el
carrete 100 de entrada lateral por encima de la válvula principal
primaria o primera, esa válvula principal podría cerrarse para
controlar el pozo mientras que el resto de la cabeza de pozo de
producción se extrae y se inserta el carrete 100 de entrada
lateral. La necesidad de cerrar la válvula principal primaria o
primera se minimiza puesto que la válvula principal secundaria
ubicada por encima del carrete de entrada lateral puede utilizarse
para cerrar el pozo si se experimenta una presión excesiva.
Si el operario lo desea, puede ajustarse un
colgador de tubería en un perfil normalmente previsto en una cabeza
de pozo por debajo de la válvula principal primaria o primera para
suspender un segundo conducto hidráulico continuo de pequeño
diámetro. Una vez que el colgador de tubería está ajustado en este
perfil de una forma bien conocida en la técnica, el funcionamiento
del dispositivo de extracción podría lograrse fácilmente tal como
se describió anteriormente. El carrete 100 funcionaría entonces de
la misma manera que el dispositivo 20 de extracción tal como se
muestra en la figura 1.
Aunque se da a conocer un aparato y
procedimiento que permiten instalar un único conducto hidráulico a
través de una válvula de fondo de pozo, un experto en la técnica
debe entender que las realizaciones y las estructuras particulares
dadas a conocer pueden modificarse para prever el paso de dos o más
conductos hidráulicos a través de una válvula de fondo de pozo.
Adicionalmente, los procedimientos dados a conocer pueden llevarse
a cabo utilizando un tubo o tubería de diámetro mayor, ya sea
articulado o continuo.
Con referencia ahora a la figura 10, se muestra
una realización alternativa para un conjunto 200 de colgador de
tubería. El conjunto 200 de colgador de tubería puede llevar un
conducto 202 continuo a través de una válvula de seguridad de fondo
de pozo (no mostrada) a través de un obturador 204. Además, el
conjunto 200 de colgador de tubería incluye un conjunto 206
retractor de fondo de pozo que se carga hidráulicamente a través
del conducto 208 hidráulico. El conjunto 200 de colgador de tubería
está configurado preferiblemente para insertar un subcolgador (como
el colgador 80 de las figuras 2-8) situado por
debajo de una válvula de seguridad de fondo de pozo. Cuando la
presión hidráulica (preferiblemente gas nitrógeno a presión) se
libera del conjunto 200 de colgador, el conjunto 206 retractor se
retrae y el obturador 204 se retrae del colgador 80 y se aleja de
la válvula de seguridad. Con el obturador quitado de la válvula de
seguridad, la válvula puede cerrarse sin obstrucciones. El conjunto
se construye preferiblemente como un sistema a prueba de fallos, a
través del cual las pérdidas de presión resultantes de, por
ejemplo, fallos en las bombas, retraen el obturador y cierran la
válvula de seguridad.
Con referencia ahora a la figura 11, se muestra
con más detalle el conjunto 200 de colgador. Para ajustar el
sistema en su lugar, el conjunto 200 de colgador se despliega
preferiblemente hacia bajo por la tubería de producción (o una
perforación de pozo) con el obturador 204 en su posición retraída y
con las cuñas 210 retraídas. Para extender el obturador 204, se
aplica la presión hidráulica dentro del conducto 208 que, a su vez,
se comunica con el cilindro 212. La presión dentro del cilindro 212
actúa de ese modo sobre el pistón 214 empujándolo hacia el fondo de
pozo comprimiendo el resorte 216 de retracción. El obturador 204
está conectado de manera mecánica al pistón 214 de modo que la
presión en el cilindro 212 desplaza el pistón 214 y de este modo
extiende el obturador 204.
Con el obturador 204 extendido, un conjunto 200
se acopla en el pozo hasta que se acopla el receptáculo de
colgador (80 de las figuras 8A-8D). El obturador
204, incluye preferiblemente juntas 218 herméticas elastoméricas
alrededor de su perfil externo de modo que el obturador 204 pueda
acoplarse herméticamente al alma de sellado (85 de la figura 8C).
Un alma 220 central en comunicación fluida con el conducto 202
permite suministrar los fluidos que fluyen a través del mismo desde
la superficie a través del receptáculo 80 de colgador y a través de
cualquier conducto adicional colgado del mismo. Una guía 222 de
alineación coincide con el perfil de la garganta superior (82 de la
figura 8A) para permitir un alineamiento adecuado con la misma.
Una vez que las cuñas 210 están extendidas, el
obturador 204 puede extenderse de ese modo bloqueando el conjunto
200 en su lugar dentro de la sarta de producción. Esto puede
conseguirse por cualquier medio ya conocido en la técnica, pero
puede activarse de manera hidráulica o cargando axialmente el
conjunto 200. Con las cuñas 210 ajustadas y el obturador 204
extendido y alojado de manera adecuada por el receptáculo 80 de
colgador, el sistema está preparado para su uso. Si surge un caso
en el que la válvula de seguridad (ubicada a lo largo del elemento
tubular entre el retractor 206 y el obturador 204) necesita
cerrarse, la presión dentro del conducto 208 se libera, haciendo
que los resorte 216 de retracción desplacen el pistón 214 aguas
arriba y retraigan el obturador 204 sujeto al mismo. El conjunto
200 está situado preferiblemente de modo que la retracción del
obturador 204 sea suficiente para quitar el obturador 204 del
receptáculo 80 de colgador y de la válvula de seguridad.
Los expertos en las terminaciones de pozo pueden
fácilmente sustituir muchos colgadores de tubería bien conocidos o
utilizar diversos procedimientos de ajuste que conseguirán la tarea
de ajustar un colgador y suspender un elemento tubular por debajo.
La presente invención para el montaje de un conducto hidráulico
continuo por debajo de una válvula de pozo conservando la capacidad
de extraer una parte del conducto hidráulico por encima de la
válvula de pozo para permitir su cierre puede llevarse a cabo
mediante estos otros conjuntos de colgadores de tubería y
procedimientos muy conocidos para ajustarlos en un pozo sin
alejarse del espíritu o intención de esta invención.
Un experto en la técnica se dará cuenta de que
las realizaciones dadas a conocer son solo ilustrativas y que el
alcance y contenido de la invención va a determinarse por el
alcance de las reivindicaciones adjuntas al presente documento.
Claims (4)
1. Procedimiento para inyectar fluido en un
pozo, comprendiendo el procedimiento:
- instalar una sarta de tubería de producción, incluyendo la sarta de tubería de producción una herramienta de pozo de fondo de pozo;
- colgar un conducto (24) hidráulico inferior desde un extremo distal de la herramienta de pozo;
- desplegar un conducto (22) hidráulico superior desde una estación de superficie a través de la tubería de producción hasta una ubicación inmediatamente por encima de la herramienta de pozo;
- establecer un trayecto de flujo entre el conducto (22) hidráulico superior y el conducto (24) hidráulico inferior a través de la herramienta de pozo, estando configurado el trayecto de flujo para no restringir el funcionamiento de la herramienta de pozo;
- inyectar el fluido desde la estación de superficie a través del conducto (22) hidráulico superior, el trayecto de flujo y el conducto (24) hidráulico inferior hasta una ubicación por debajo de la herramienta de pozo.
2. Procedimiento según la reivindicación 1, que
comprende además recuperar la herramienta de pozo de fondo de pozo
con la sarta de tubería de producción.
3. Procedimiento según la reivindicación 1, en
el que el trayecto de flujo se retrae desde la herramienta de pozo
de fondo de pozo cuando no está en uso.
4. Procedimiento según la reivindicación 1, 2 ó
3, en el que la herramienta de pozo de fondo de pozo es una válvula
(40) de seguridad subsuperficial.
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