BRPI1105806A2 - sistema para elevação de petróleo em poços submetidos a injeção ciclica de vapor sem necessidade de sonda para troca de equipamentos - Google Patents

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.

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.

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.

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.

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.

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.).

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).

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,).

REIVINDICAÇÕES

Claims (6)

1°) “SISTEMA PARA ELEVAÇÃO DE PETROLEO EM POÇOS SUBMETIDO A INJEÇÃO CÍCLICA DE VAPOR SEM NECESSIDADE DE SONDA PARA TROCA DE EQUIPAMENTOS”, caracterizado p©f ser Uffi processe térmico de extração d© petróleo que possibilita a injeção de vapor na zona ou grupo de zonas (4) e a produção de petróleo, altemadamerit©, sem a necessidade de intervenção de sonda para trocar os equipamentos de injeção pelos equipamentos de produção e vice versa.

2°) “SISTEMA PARA ELEVAÇÃO DE PETROLEO EM POÇOS SUBMETIDO A INJEÇÃO CÍCLICA DE VAPOR SEM NECESSIDADE DE SONDA PARA TROCA DE EQUIPAMENTOS”, caracterizado por possibilitar que a mesma fonte de vapor utilizada para a injeção soja utilizada para elevação do petróleo produzido ou, se houver disponibilidade, o gás comprimido pode substituir o vapor para exercer a mesma função na elevação.

3°) “SISTEMA PARA ELEVAÇÃO DE PETROLEO EM POÇOS SUBMETIDO A INJEÇÃO CÍCLICA DE VAPOR SEM NECESSIDADE DE SONDA PARA TROCA DE EQUIPAMENTOS”, caracterizado, no caso da configuração representada pela FIGURA 1, por permite ainda, injetar vapor e em seguida iniciar a produção de petróleo mantendo, simultaneamente ©u em ciclos, a circulação d© vapor com pequenas vazões para manter a formação, na periferia do poço, sempre aquecida.

4o) “SISTEMA PARA ELEVAÇÃO DE PETROLEO EM POÇOS SUBMETIDO A INJEÇÃO CÍCLICA DE VAPOR SEM NECESSIDADE DE SONDA PARA TROCA DE EQUIPAMENTOS”, caracterizado, no caso da configuração representada pela FIGURA 1, por permitir qu© durante a produção do poço, esta seja interrompida e, de tempos em tempos, se faça uma limpeza do poço circulando vapor a altas vazões para remoção d© detritos diversos.

5°) “SISTEMA PARA ELEVAÇÃO DE PETROLEO EM POÇOS SUBMETIDO A INJEÇÃO CÍCLICA DE VAPOR SEM NECESSIDADE DE SONDA PARA TROCA DE EQUIPAMENTOS”, caracterizado por operar indistintamente em poços verticais, inclinados (direcionais) e horizontais.

6o) “SISTEMA PARA ELEVAÇÃO DE PETROLEO EM POÇOS SUBMETIDO A INJEÇÃO CÍCLICA DE VAPOR SEM NECESSIDADE DE SONDA PARA TROCA DE EQUIPAMENTOS”, caracterizado, no caso das configurações representadas pelas FIGURA 2 © FIGURA 3f onde © revestimento não pode ter contato direto com vapor, por permitir que a alternância de injetor para produtor aconteça paia simples instalação da válvula de retenção (9) e válvula de retenção (10) e alternância de produtor para injetor aconteça pela simples desinstaiação da válvula de retenção (S) e válvula d@ retenção (10), Essas instalações e desinstalações são feitas utilizando-se unidades de cabo, com apiicadores para a instalação ou sacadoms para a desinstaiação (unidades © equipamentos de uso rotineiro na indústria do petróleo) que descem na extremidade do cabo através da válvula (30), válvula (31) © da coluna interna (11) até o ponto de instalação ou desinstalação das mesmas.