ES2238832T3 - Metodo y sistema para aumentar la produccion de petroleo a partir de un pozo de petroleo que produce una mezcla de petroleo y gas. - Google Patents
Metodo y sistema para aumentar la produccion de petroleo a partir de un pozo de petroleo que produce una mezcla de petroleo y gas.Info
- Publication number
- ES2238832T3 ES2238832T3 ES99918136T ES99918136T ES2238832T3 ES 2238832 T3 ES2238832 T3 ES 2238832T3 ES 99918136 T ES99918136 T ES 99918136T ES 99918136 T ES99918136 T ES 99918136T ES 2238832 T3 ES2238832 T3 ES 2238832T3
- Authority
- ES
- Spain
- Prior art keywords
- gas
- oil
- separator
- turbine
- mixture
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Expired - Lifetime
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 154
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 76
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 100
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 100
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 75
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 46
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 44
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 8
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 3
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims 2
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 343
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 138
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 25
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 18
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 7
- 238000002627 tracheal intubation Methods 0.000 description 7
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 6
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 4
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000000443 aerosol Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000004047 hole gas Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/38—Arrangements for separating materials produced by the well in the well
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Separating Particles In Gases By Inertia (AREA)
- Magnetic Bearings And Hydrostatic Bearings (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
- Filtering Of Dispersed Particles In Gases (AREA)
Abstract
Un método para aumentar la producción de petróleo de un pozo de petróleo (10) que produce una mezcla (90) de petróleo y gas a presión elevada a través de un sondeo que penetra en un yacimiento petrolífero (16) que contiene una zona petrolífera (32) y una zona de inyección (30), que comprende: (a) separar en el fondo de la perforación una parte del gas de la mezcla (90) de petróleo y gas para producir un gas separado (82) y una mezcla enriquecida en petróleo (80); (b) utilizar la energía de al menos parte de la mezcla (90) de petróleo y gas para comprimir al menos un parte del gas separado (82) para producir un gas comprimido (84) que tiene presión suficiente para ser inyectado en la zona de inyección (30); (c) inyectar el gas comprimido (84) en la zona de inyección (30); y (d) recuperar al menos la mayor parte de la mezcla enriquecida en petróleo (80), caracterizado porque al menos una parte del gas separado (82) es comprimido en una superficie (12).
Description
Método y sistema para aumentar la producción de
petróleo a partir de un pozo de petróleo que produce una mezcla de
petróleo y gas.
Este invento se refiere a un método para aumentar
la producción de petróleo en los pozos de petróleo produciendo una
mezcla de petróleo y gas a presión elevada a través de un sondeo que
penetra en un yacimiento petrolífero que contiene una zona de
inyección y una zona petrolífera separando una parte del gas de la
mezcla, empleando energía de al menos una parte de la mezcla para
comprimir en una superficie el gas separado e inyectar el gas
comprimido en la zona de inyección.
En muchos campos petrolíferos la capa petrolífera
comprende un casquete de gas y una zona petrolífera. Muchos de estos
campos producen una mezcla de petróleo y gas con una relación de gas
con respecto a petróleo (GOR) que aumenta a medida que el campo es
más antiguo. Este es el resultado de muchos factores bien conocidos
por los expertos en la técnica. Típicamente, la mezcla de gas y
petróleo se separa en una parte de petróleo y una parte de gas en la
superficie. La parte de gas puede comercializarse como producto de
gas natural o inyectarse para mantener la presión en el casquete de
gas o similar. Además, muchos de dichos campos se encuentran
localizados en partes del mundo donde resulta económicamente difícil
transportar el gas hasta el mercado, y por tanto la inyección del
gas garantiza su disponibilidad futura como recurso así como también
mantiene la presión en el casquete de gas.
Los pozos de dichos campos pueden producir
mezclas que tienen un GOR de por encima de 2374,79 m^{3}/m^{3}
en condiciones estándar de temperatura y presión (10.000 pies
cúbicos estándar por barril estándar (SCF/STB)). En tales casos, la
mezcla puede contener menos de 1% en volumen de líquidos en el pozo.
Típicamente, un GOR de 190 a 593,7 m^{3}/m^{3} en condiciones
estándar de temperatura y presión (de 800 a 2.500 SCF/STB) resulta
más que suficiente para transportar el petróleo a la superficie en
forma de mezcla de gas/petróleo. Normalmente, el petróleo se
dispersa en forma de gotas finamente divididas o de aerosol en el
gas producido de esta forma. En muchos de dichos pozos pueden
recuperarse cantidades de agua con el petróleo. El término
"petróleo" según se emplea en la presente memoria se refiere a
líquidos de hidrocarburos producidos a partir de un yacimiento.
Obviamente, las instalaciones de superficie para separar y devolver
el gas al casquete de gas deben tener una capacidad considerable
cuando se producen dichas mezclas, para devolver el gas suficiente
al casquete de gas o a otras formaciones agotadas con el fin de
mantener la producción de petróleo.
Típicamente, en tales campos, las tuberías
colectoras recogen los fluidos en tuberías comunes, pasando a
continuación a las instalaciones de producción o similares en las
que el petróleo crudo, el condensado y los otros líquidos de
hidrocarburos se separan y se transportan en forma de petróleo
crudo. A continuación, los líquidos de gas natural son recuperados a
partir de la corriente de gas y de manera opcional se combinan con
el petróleo crudo y el condensado. De manera opcional, con objeto de
mejorar la recuperación de petróleo o similar, puede emplearse un
disolvente miscible que comprende dióxido de carbono, nitrógeno y
una mezcla de hidrocarburos ligeros tales como la corriente de gas.
El resto de la corriente de gas se hace pasar posteriormente a un
compresor donde se comprime para la inyección. El gas comprimido se
inyecta a través de los pozos de inyección, de una sección anular
del pozo de producción, o similar, hasta el casquete de gas.
Claramente, el tamaño de los equipos de
superficie que se precisan para procesar la mezcla de gas y petróleo
es considerable y puede suponer un factor limitante de la cantidad
de petróleo que puede producirse en el yacimiento, debido a
limitaciones de capacidad a la hora de manejar el gas producido.
En la patente de EE.UU. Nº. 5.431.228 "Down
Hole Gas-Liquid Separator for Wells", expedida el
11 de julio de 1995 a Weingarten y col y cedida a Atlantic Richfield
Company, se describe la posibilidad de utilizar un separador de
tornillo sinfín en el fondo de la perforación con objeto de separar
una corriente líquida y gas para la recuperación por separado en la
superficie. La parte gaseosa de la corriente se recupera a través de
un espacio anular del pozo, recuperándose los líquidos a través de
las tuberías de producción.
En el documento SPE 30637 "New Design for
Compact Liquid-Gas Partial Separation: Down Hole and
Surface Installations for Artificial Lift Applications" de
Weingarten y col se describe que pueden utilizarse separadores de
tornillo sinfín como se describe en la patente de EE.UU. 5.431.228
para las instalaciones de fondo de pozo y de superficie para la
separación gas/líquido. Mientras, como se ha descrito, tales
aplicaciones resultan particularmente útiles para las aplicaciones
artificiales o de ascensión del gas y similares, todo el gas y el
líquido se recuperan en la superficie para su procesado como se ha
descrito. Por consiguiente, el equipamiento de superficie para el
procesado del gas todavía puede imponer una limitación importante en
cuanto a las cantidades de petróleo que pueden producirse a partir
de un yacimiento subterráneo que produce petróleo en forma de mezcla
de gas y líquidos.
Por consiguiente, la investigación continua se ha
dirigido hacia el desarrollo de métodos que puedan aumentar la
cantidad de petróleo que puede producirse a partir de formaciones
subterráneas que producen una mezcla de petróleo y gas con el
equipamiento de superficie existente.
La patente de EE.UU. A-5 794 697
describe un proceso para aumentar la producción de petróleo a partir
de un pozo de petróleo que produce una mezcla de petróleo y gas
separando una parte del gas de la mezcla del fondo de la
perforación, comprimiendo el gas separado del fondo de la
perforación e inyectando el gas comprimido en la zona del casquete
de gas.
De acuerdo con el presente invento, se ha
comprobado que pueden producirse cantidades mejoradas de petróleo a
partir de un pozo de petróleo que produce una mezcla de petróleo y
gas a presión elevada a través de un sondeo que penetra en un
yacimiento petrolífero que contiene una zona petrolífera y una zona
de inyección, separando al menos una parte del gas de la mezcla de
petróleo y gas en el fondo de la perforación para producir un gas
separado y una mezcla enriquecida en petróleo; utilizando la energía
de al menos una parte de la mezcla de petróleo y gas para comprimir
en superficie al menos una parte del gas separado con el fin de
producir un gas comprimido que tenga suficiente presión para ser
inyectado en la zona de inyección; inyectar el gas comprimido en la
zona de inyección; y recuperar al menos la parte principal de la
mezcla enriquecida en petróleo.
El invento además comprende un sistema para
aumentar la producción de petróleo a partir de un pozo que produce
una mezcla de petróleo y gas a presión elevada a través de un sondeo
que penetra en un yacimiento que contiene una zona petrolífera y una
zona de inyección, en el que el sistema comprende un separador de
fondo de pozo en comunicación fluida con la zona petrolífera; una
turbina localizada en la superficie que tiene una entrada en
comunicación fluida con el separador; y un compresor localizado en
la superficie, encontrándose el compresor conectado operativamente a
la turbina y teniendo una entrada de gas en comunicación fluida con
la salida de la corriente de gas separado del separador, teniendo
además el compresor un salida de corriente de gas comprimido en
comunicación fluida, a través de un conducto, con la zona de
inyección.
La Fig. 1 es un diagrama esquemático de un pozo
de producción, de acuerdo con la técnica anterior, para producir una
mezcla de petróleo y gas a partir de un yacimiento subterráneo y un
pozo de inyección para inyectar el gas de nuevo al casquete de gas
en el yacimiento petrolífero.
La Fig. 2 es un diagrama esquemático de una parte
del fondo de la perforación de una realización del sistema del
presente invento en el que el gas se separa de los líquidos en el
fondo de la perforación de un yacimiento, se produce a través de un
pozo de producción hasta la superficie donde se comprime, y se
inyecta de nuevo a través de un pozo de inyección destinado al
efecto en el casquete del yacimiento;
La Fig. 3 es un diagrama esquemático de una parte
del fondo de la perforación de una parte de una realización
alternativa del sistema del presente invento, en el que el gas se
separa de los líquidos en el fondo de la perforación de un
yacimiento, se produce a través de un pozo de producción hasta la
superficie donde se comprime, y se inyecta de nuevo a través de otro
pozo de producción, que actúa como pozo de inyección, en el casquete
de gas del yacimiento;
La Fig. 4 es un diagrama esquemático de una parte
del fondo de la perforación de una realización alternativa del
sistema del presente invento en el que el gas se separa de los
líquidos en el fondo de la perforación de un yacimiento, se produce
a través de un pozo de producción hasta la superficie donde se
comprime, y se inyecta de nuevo a través de una tubería concéntrica
del pozo de producción en el casquete de gas del yacimiento;
La Fig. 5 es un diagrama esquemático de una parte
del fondo de la perforación de una realización alternativa del
sistema, en el que el gas se separa en superficie de los líquidos
producidos a partir de un yacimiento, se comprime, y se inyecta de
nuevo a través del pozo de producción en el casquete de gas del
yacimiento;
La Fig. 6 es un diagrama de flujo esquemático de
una parte de la superficie de una realización alternativa del
sistema del presente invento para comprimir gas empleando la energía
de una mezcla de petróleo y gas enriquecida en petróleo;
La Fig. 7 es un diagrama de flujo esquemático de
una parte de la superficie de una realización alternativa del
sistema del presente invento para comprimir gas empleando la energía
del gas de un pozo de petróleo;
La Fig. 8 es un diagrama de flujo esquemático de
una parte de la superficie de una realización alternativa del
sistema del presente invento para comprimir gas empleando un
dispositivo de calentamiento;
La Fig. 9 es un diagrama de flujo esquemático de
una parte de la superficie de una realización alternativa del
sistema del presente invento para comprimir gas empleando energía
procedente de una fuente externa; y
La Fig. 10 es un diagrama de flujo esquemático de
una parte de la superficie de una realización alternativa del
sistema del presente invento para comprimir gas empleando energía
procedente de una fuente externa.
En la discusión de las Figuras, se emplearán los
mismos números para referirse a componentes iguales o similares de
principio a fin. Por razones de concisión, determinados componentes
de los pozos necesarios para la propia operación de los mismos, y
determinadas bombas, válvulas y compresores necesarios para lograr
un flujo apropiado de los fluidos no se han descrito.
En la Fig. 1, que ilustra la técnica anterior, un
pozo de producción de petróleo 10 se encuentra posicionado en un
sondeo (no visto) con el fin de extenderse desde una superficie 12 a
través de recubrimiento 14 hasta un yacimiento petrolífero 16. El
pozo de producción de petróleo 10 incluye una primera sección de
entubado 18, una segunda sección de entubado 20, una tercera sección
de entubado 22, y una cuarta sección de entubado 24, entendiéndose
que el pozo de petróleo 10 puede, de manera alternativa, puede
incluir más o menos de cuatro secciones de entubado. Los expertos en
la técnica conocen bien la utilización de tales secciones de
entubado para completar los pozos de petróleo. Los entubados son de
tamaño decreciente y el cuarto entubado 24 puede ser un tubo
ranurado, una tubería perforada o similar. Mientras que el pozo de
producción de petróleo 10 se ve como un pozo que ha sido curvado
para extenderse en sentido horizontal hacia el interior del
yacimiento 16, no es necesario que el pozo 10 incluya tal sección
horizontal y, de manera alternativa, el pozo 10 puede extenderse
únicamente en sentido vertical hacia al interior del yacimiento 16.
Tales variaciones para la producción de petróleo a partir de
formaciones subterráneas son bien conocidas por los expertos en la
técnica.
El pozo de petróleo 10 también incluye cadena de
tuberías acopladas referida en la presente memoria como tubería de
producción 26, para la producción de fluidos a partir del pozo 10.
La tubería de producción 26 se extiende en sentido ascendente hasta
la cabeza del pozo 28 vista esquemáticamente como una válvula. La
cabeza del pozo 28 contiene el sistema de válvulas y similares
necesario para controlar el flujo de fluidos hacia el interior y
desde el pozo del petróleo 10, la tubería de producción 26 y
similares.
El yacimiento 16 incluye una zona escogida de
inyección 30 y una zona petrolífera 32 subyacente a la zona de
inyección 30. La zona escogida de inyección 30 puede ser la zona de
casquete de gas, una zona acuosa, una parte superior de la zona
petrolífera 32, una parte agotada del yacimiento 16, o similar. La
presión en el yacimiento 16 se mantiene mediante el gas en la zona
de inyección 30 y, por consiguiente, resulta deseable en tales
campos mantener la presión en la zona de inyección, mediante la
inyección de gas, a medida que se producen los fluidos de
hidrocarburos a partir del yacimiento 16. La presión del yacimiento
puede mantenerse mediante la inyección de agua, la inyección de gas,
o ambas. La inyección de gas requiere la retirada de los líquidos
del gas antes de someter el gas a compresión e inyectarlo de nuevo
en la zona de inyección 30. Típicamente, el GOR de las mezclas de
petróleo y gas recuperadas a partir de tales formaciones aumenta a
medida que disminuye el nivel de petróleo de la zona petrolífera
como resultado de la retirada de petróleo a partir del yacimiento
petrolífero 16.
En el pozo 10, se emplea un obturador 34 o una
boquilla con mandril de cierre o similar para evitar el flujo de los
fluidos en el espacio anular entre la tercera sección de entubado 22
y la cuarta sección de entubado 24. El obturador 36 se coloca para
evitar el flujo de fluidos en el espacio anular entre el exterior de
la tubería de producción 26 y el interior de la segunda sección de
entubado 20 y esa parte del interior de la tercera sección de
entubado 22 por encima del obturador 36. De esta forma, los fluidos
del yacimiento 16 pueden fluir en sentido ascendente a través de la
tubería de producción 26 y la cabeza del pozo 28 hasta el
equipamiento de procesado (no visto) de la superficie, como se ha
descrito anteriormente. El pozo 10, como se observa, produce fluidos
como consecuencia de la presión del yacimiento y no requiere
bomba.
También se observa en la Fig. 1 un pozo de
inyección 40 que comprende una primera sección de entubado 42, una
segunda sección de entubado 44, una tercera sección de entubado 46 y
una tubería de inyección 48. Un obturador 50 se encuentra colocado
entre el interior del entubado 44 y el exterior de la tubería 48,
con el fin de evitar el flujo del fluido en sentido ascendente entre
la tubería 48 y el entubado 44. El gas se inyecta en la zona de
inyección 30 a través de perforaciones 52 en la tercera sección de
entubado 46. El flujo de gases hacia el interior del pozo 40 se
controla mediante una cabeza de pozo 53, que se ve esquemáticamente
como una válvula.
En la operación, el gas producido a partir del
pozo 10 se inyecta en la zona de inyección 30 a través del pozo de
inyección 40. De esta forma, el gas inyectado mantiene la presión en
el yacimiento 16 y permanece disponible para la posterior producción
y utilización, si se desea, en forma de combustible u otro
recurso.
En los pozos de petróleo que producen cantidades
excesivas de gas, la necesidad de manejar el gran volumen de gas en
superficie puede limitar la capacidad del yacimiento para producir
petróleo. La instalación del equipamiento apropiado para el manejo
del gas con el fin de separar el gran volumen de gas del petróleo,
con el fin de utilizarlo como producto o para su inyección en la
zona de inyección 30, puede resultar prohibitivamente caro.
En la Fig. 2, se muestra una realización de una
parte del fondo de un pozo del presente invento, que permite la
separación en el fondo de la perforación y la inyección de al menos
un parte del gas producido, y que permite la producción de una
mezcla de petróleo y gas enriquecida en petróleo. A continuación las
Figs. 6-10 describen una realización de una parte
superficial del presente invento, que se complementa con la parte
del fondo de la perforación, en la que las instalaciones de
superficie comprimen el gas separado en la parte del fondo de la
perforación del presente invento antes de que el gas sea inyectado
empleando la parte del fondo de la perforación.
La realización mostrada en la Fig. 2 comprende
una modificación del pozo de producción de petróleo 10, en la que se
forma un agujero perforado o abertura, tal como el agujero 60, en la
tubería de producción 26 de manera bien conocida por los expertos en
la técnica. Opcionalmente, el agujero 60 puede incluir una válvula
(no vista), tal como una válvula de ascensión de gas, una válvula de
control, un inserto de agujero, o similar, colocada en su interior
para controlar el flujo de fluidos a través del mismo. Un separador
de fondo de pozo 70 se encuentra colocado dentro de la tubería de
producción 26 para que la salida de la corriente de gas (no vista)
del separador esté alineada con el agujero 60 con el fin de que se
produzca la descarga a través del mismo. El separador 70 puede ser
de un número de distintos tipos de separadores, tal como un
separador de tornillo sinfín, un separador ciclónico, un separador
centrífugo rotatorio, o similar. Los separadores de tornillo sinfín
la colocación de los mismos en las tuberías de producción se
describe con más detalle en la patente de EE.UU. Nº. 5.431.228,
"Down Hole Gas Liquid Separator for Wells", expedida el 11 de
julio de 1995 a Jean S. Weingarten y col, y en "New Design for
Compact-Liquid Gas Partial Separation: Down Hole and
Surface Installations for Artificial Lift Applications", Jean S
Weingarten y col, SPE 30637 presentada el 22-25 de
octubre de 1995, ambas incorporadas en su totalidad en la presente
memoria a modo de referencia. Tales separadores y la colocación de
los mismos en el fondo de la perforación se consideran bien
conocidos por los expertos en la técnica y resultan eficaces para
separar al menos la mayor parte del gas de una corriente que fluye
de líquido (por ejemplo petróleo) y gas, provocando que la mezcla de
fluidos fluya alrededor de un conducto circular, desplazando de esta
forma las fases más pesadas, es decir, los líquidos, hacia el
exterior mediante fuerza centrífuga y en sentido ascendente hacia el
interior de la tubería de producción 26 para su recuperación en la
superficie 12. Las fases más ligeras de la mezcla, es decir, los
gases, son desplazados hacia el interior dentro del separador 70,
lejos de las fases más pesadas, y de esta forma se son separadas de
los líquidos, y fluyen desde el separador 70 a través de la salida
de gases del separador, el agujero 60, y en sentido ascendente a
través de la tubería concéntrica 72, formada entre la segunda
sección de entubado 20 y la tubería de producción 26, hasta la
superficie 12.
Como se observa esquemáticamente en la Fig. 2, el
tubo 80 de mezcla enriquecida en petróleo y el tubo de gas 82 se
encuentran conectados para proporcionar la comunicación fluida entre
la cabeza del pozo 28 y la tubería concéntrica 72, respectivamente,
y las instalaciones de superficie se encuentran configuradas para
comprimir el gas como se describirá más en detalle a continuación
con respecto a las Figs. 6-10. Un tubo de retorno de
gas 84 se encuentra conectado para proporcionar la comunicación
fluida entre la salida de corriente de las instalaciones de
superficie y la tubería de inyección 48.
En la operación del sistema que se muestra en la
Fig. 2, la mezcla de petróleo y gas (que también puede incluir otros
líquidos, tales como agua) fluye desde el yacimiento petrolífero 32
a través de la cuarta y tercera secciones de entubado 24 y 22,
respectivamente, hacia el interior de la tubería de producción 26, y
hacia el interior del separador 70, como muestran esquemáticamente
las flechas 90. El separador 70 separa al menos un parte del gas de
la mezcla de petróleo y gas en el pozo 10, para producir un gas
separado y una mezcla enriquecida en petróleo. Como muestran
esquemáticamente las flechas 92, la mezcla enriquecida en petróleo
producida por el separador 70 se descarga en sentido ascendente
hacia el interior de la tubería de producción 26 y a través de la
cabeza del pozo 28 y del tubo 80 de mezcla enriquecida en petróleo
hasta las instalaciones de superficie descritas anteriormente. Como
muestra esquemáticamente la flecha 94, el gas separado se descarga
desde el separador 70 a través del agujero 60 hacia el interior de
la corono 72. A continuación, el gas separado fluye en sentido
ascendente a través de la tubería concéntrica 72 y del tubo de gas
82 hasta las instalaciones de superficie, descritas anteriormente,
que comprimen el gas hasta una presión suficiente para permitir que
el gas sea inyectado en la zona de inyección 30, siendo dicha
presión referida en lo sucesivo como "presión de inyección". El
gas comprimido a la presión de inyección por las instalaciones de
superficie se descarga desde las instalaciones de superficie a
través del tubo de retorno de gas 84 hacia el interior de la tubería
de inyección 48 en el pozo 40, como muestra esquemáticamente la
flecha 96, y al interior de la zona de inyección 30. Como
consecuencia de la presión de cabeza y de las pérdidas por fricción
que se provocan a medida que el gas es inyectado en el fondo de la
perforación, la presión de inyección anterior preferiblemente supera
la presión del gas en la zona de inyección 30, menos la presión de
cabeza del gas en la tubería de inyección 48, más las perdidas de
presión provocadas por la fricción a medida que el gas es inyectado
en el fondo de la perforación.
Mientras que la Fig. 2 muestra un único pozo 10,
varios pozos similares al pozo 10 pueden producir gas que se
comprime mediante las instalaciones de superficie y se inyecta a
través del pozo de inyección escogido 40 en el interior de la zona
de inyección 30.
En una realización alternativa del sistema visto
en la Fig. 2, el separador 70 puede estar provisto de un dispositivo
de cruce (no visto), bien conocido por los expertos en la técnica,
para dirigir el gas separado del separador a la tubería de
producción 26 en vez de a la tubería concéntrica 72, y para dirigir
la mezcla enriquecida en petróleo del separador a la tubería
concéntrica 72 en vez de a la tubería de producción 26. A
continuación, el tubo 80 de la mezcla enriquecida en petróleo debe
conectarse en comunicación fluida con la tubería concéntrica 72 en
vez de con la tubería de producción 26, y el tubo de gas 82 debería
conectarse en comunicación fluida con la tubería de producción 26 en
vez de con la tubería concéntrica 72. Por otra parte, la operación
de tal realización alternativa sería considerablemente similar a la
operación de la realización mostrada en la Fig. 2.
Mediante la utilización del sistema mostrado en
la Fig. 2, una parte del gas se separa en el fondo de la perforación
de la mezcla de petróleo/gas y, como resultado de esto, el gas
separado provoca menos pérdida en cabeza y menos fricción y, por
tanto, mantiene una presión a medida que es producido en superficie
considerablemente mayor que si fuera producido en combinación con la
mezcla petróleo/gas. La separación del gas en el fondo de la
perforación de la mezcla de petróleo/gas también aligera la carga de
las instalaciones de superficie para separar el gas de la mezcla de
petróleo/gas. En muchos campos, no resulta inusual encontrar valores
de GOR tan elevados como 2374,79 m^{3}/m^{3} en condiciones
estándar de temperatura y presión (10.000 SCF/STB). Generalmente,
los valores de GOR de 190 a 593,7 m^{3}/m^{3} en condiciones
estándar de temperatura y presión (de 800 a 2.500 SCF/STB) son más
que suficiente para transportar los líquidos producidos a la
superficie. De esta forma, puede separarse una cantidad
significativa de gas en el fondo de la perforación, sin detrimento
para el proceso de producción. Esto aumenta de manera significativa
la cantidad de petróleo que puede recuperarse de las formaciones que
producen gas y petróleo en forma de mezcla que se encuentran
limitadas por la capacidad de manejo de la cantidad de gas
disponible en la superficie. De manera adicional, el sistema de la
Fig. 2 facilita la medida de la eficacia de separación de gas y de
la composición del gas inyectado en el fondo de la perforación.
La Fig. 3 muestra una realización alternativa del
sistema de la Fig. 2. Un agujero adicional 62, similar al agujero
60, se encuentra perforado, pinchado, o por el contrario, formado en
la tubería de producción por debajo del separador 70, y una válvula
(no vista), tal como una válvula de ascensión de gas, una válvula de
control, un inserto de agujero, o similar se encuentra localizado en
su interior, con el fin de controlar el flujo de fluidos a través
del mismo, de manera bien conocida en la técnica. Una prolongación
de cola de tubería 100 se encuentra colocada en el extremo inferior
26a de la tubería de producción 26. Un obturador 102 se encuentra
colocado entre la extensión de cola de tubería 100 y la tubería de
producción 26, con el fin de evitar la comunicación fluida entre
ellos, y un obturador 104 está interpuesto entre la extensión de
cola de tubería 100 y la tercera sección de entubado 22, para
evitar la comunicación fluida entre ellos. A continuación, un
espacio anular confinado 106 está definido entre la extensión de
cola de tubería 100 y la tercera sección de entubado 22 y entre los
obturadores 36, 102 y 104. La tercera sección de entubado 22 está
perforada con perforaciones 108, con el fin de proporcionar
comunicación fluida entre la zona de inyección 30 y el espacio
anular 106. La extensión de cola de tubería 100 está conectada con
una primera válvula de control 110 colocada de manera apropiada,
para permitir que el flujo del fluido se produzca únicamente desde
la extensión de cola de tubería 100 hasta el espacio anular 106 y,
por tanto, evitar el contra-flujo. La extensión de
cola de tubería 100 se encuentra conectada con una segunda válvula
de control 112 colocada de manera apropiada para permitir el flujo
del fluido únicamente desde esa parte de la sección de entubado 22
por debajo del obturador 104 hasta la extensión de cola de tubería
100 y, por tanto, evitar el contra-flujo. La
colocación de la extensión de cola de tubería 100, de los
obturadores 102 y 104, y de las válvulas 110 y 112 se considera bien
conocida por los expertos en la técnica y por tanto no se describirá
más.
Como se muestra además en la Fig. 3, en el lugar
del pozo 40 (Fig. 2) se encuentra un pozo 10' que es
considerablemente idéntico al pozo 10, excepto por su localización
en el yacimiento 16. Todos los componentes del pozo 10' se
identifican con los mismos números de referencia que los componentes
del pozo 10, exceptuando que los números de referencia para el pozo
10 no llevan prima. Debido a la considerable semejanza de los pozos
10 y 10', se considera que una mayor discusión del pozo 10' no
resulta necesaria. No obstante, nótese que el tubo de retorno de gas
84 está conectado con comunicación fluida con la tubería concéntrica
72' del pozo 10'.
En la operación del sistema mostrado en la Fig.
3, en la que el pozo 10 es operativo como pozo de producción y el
pozo 10' es operativo como pozo de inyección, una mezcla de petróleo
y gas fluye desde el yacimiento petrolífero 32 a través de la cuarta
y la tercera secciones de entubación 24 y 22, respectivamente, a
través de la segunda válvula de control 112 y de la prolongación de
cola de tubería 100, hacia el interior de la tubería de producción
26, y hacia el interior del separador 70, como muestran
esquemáticamente las flechas 90. La válvula situada en el agujero 62
evita que la mezcla de petróleo y gas fluya a través del agujero 62
hacia el interior de la tubería concéntrica 72. El separador 70
separa al menos una parte del gas de la mezcla de petróleo y gas en
el pozo de petróleo, para producir un gas separado y una mezcla
enriquecida en petróleo. Como muestran esquemáticamente las flechas
92, la mezcla enriquecida en petróleo producida por el separador 70
se descarga en sentido ascendente hacia el interior de la tubería de
producción 26 y a través de la cabeza del pozo 28 y del tubo 80 de
mezcla enriquecida en petróleo hasta las instalaciones de superficie
descritas anteriormente. Como muestra esquemáticamente la flecha 94,
el gas separado se descarga desde el separador 70 a través del
agujero 60 hacia el interior de la tubería concéntrica 72. A
continuación, el gas fluye en sentido ascendente a través de la
tubería concéntrica 72 y el tubo de gas 82 hasta las instalaciones
de superficie, las cuales comprimen el gas hasta la presión de
inyección definida anteriormente. Como muestra esquemáticamente la
flecha 96, el gas comprimido se descarga desde las instalaciones de
superficie a través del tubo 84 de retorno de gas hacia el interior
de la tubería concéntrica 72' del pozo 10' y a través del agujero
62' hacia el interior de la tubería de producción 26'. En la tubería
de producción 26', el gas fluye a través de la prolongación de cola
de tubería 100', de la válvula de control 110' hacia el interior de
la zona de inyección 30; y la válvula de control 112' evita el flujo
del gas hacia el interior del yacimiento petrolífero 32.
Mientras que la Fig. 3 únicamente muestra un pozo
10 y un pozo 10', uno o más pozos similares al pozo 10 pueden
producir gas, que es comprimido por las instalaciones de superficie
e inyectado a través de uno o más pozos similares al pozo de
inyección 10' en la zona de inyección 30. Además, los pozos pueden
ser utilizados, de manera alternativa, como pozos de producción y,
durante sus ciclos de no producción, como pozos de inyección. Por
ejemplo, el pozo 10 mostrado en la Fig. 3, puede utilizarse como
pozo de inyección durante los ciclos de no producción, mientras que
el pozo 10' se utiliza como pozo de producción que produce gas que
se inyecta en el pozo 10.
En una realización alternativa del sistema
mostrado en la Fig. 3, pueden proporcionarse los separadores 70 y
70' con un dispositivo de cruce (no visto), bien conocido por los
expertos en la técnica, para dirigir el gas separado desde el
separador a la tubería de producción 26 ó 26' en vez de a las
tubería concéntricas 72 y 72', y para dirigir la mezcla enriquecida
en petróleo desde el separador a la tubería concéntrica 72 y 72' en
vez de a la tubería de producción 26 ó 26'. A continuación, el tubo
80 de la mezcla enriquecida en petróleo se conectaría en
comunicación fluida con la tubería concéntrica 72 en vez de con la
tubería de producción 26, y el tubo de gas 82 se conectaría en
comunicación fluida con la tubería de producción 26 en vez de con la
tubería concéntrica 72. No obstante, la operación de tal realización
alternativa sería considerablemente similar a la operación de la
realización mostrada en la Fig. 3.
Mediante la utilización del sistema mostrado en
la Fig. 3, no sólo una parte del gas es separada en el fondo de la
perforación de la mezcla de petróleo/gas, permitiendo de esta forma
que la presión se mantenga considerablemente, y facilitando la
medida de la eficacia de separación y de la composición del gas de
inyección como en el sistema de la Fig. 2, sino que de manera
adicional el sistema de la Fig. 3 no requiere un pozo de inyección
escogido con objeto de inyectar el gas en el fondo de la
perforación. El sistema de la Fig. 3 permite que los pozos de
producción sean utilizados de manera más eficaz, dado que pueden
utilizarse como pozos de inyección durante sus períodos de no
producción.
En la Fig. 4, se muestra una parte modificada de
una realización alternativa del sistema de la Fig. 2. El separador
70 está colocado en un miembro tubular 120 posicionado en un extremo
inferior 26a de la tubería de producción 26. La colocación de los
miembros tubulares mediante operaciones de cable o mediante tuberías
en espiral resulta bien conocida por los expertos en la técnica y no
se va a describir. Un obturador 122 o una boquilla con mandril de
cierre o similar está colocado por encima del agujero 60, y entre el
extremo superior 120a del miembro tubular 120 y la tubería de
producción 26, con el fin de controlar el flujo de fluidos a través
de la tubería concéntrica 124 "puenteada por tubería" definida
entre el miembro tubular 120 y la parte de la tubería de producción
26 que se extiende por debajo del obturador 122. Un obturador 126
está colocado por debajo de los obturadores 36 y 122 entre un
extremo inferior 120b del miembro tubular 120 y la tercera sección
de entubación 22, para controlar el flujo de fluidos en un espacio
anular confinado 128 definido entre el miembro tubular 120 y la
tercera sección de entubación 22 y entre los obturadores 36, 122 y
126. La tercera sección de entubación 22 está perforada con
perforaciones 130 para proporcionar comunicación fluida entre la
zona de inyección 30 y el espacio anular 128. Una tubería en espiral
132 está colocada en la tubería de producción 26 para proporcionar
comunicación fluida entre la salida de gas 70a del separador 70 y el
tubo de gas 82 hasta las instalaciones de superficie descritas
anteriormente. Una tubería concéntrica 134 "espiral por
tubería" definida entre la tubería de producción 26 y la tubería
en espiral 132 proporciona comunicación fluida entre la salida 70b
de la mezcla enriquecida en petróleo del separador 70 y el tubo 80
de la mezcla enriquecida en petróleo hasta las instalaciones de
superficie. El tubo 84 de retorno de gas está conectado en
comunicación fluida entre las instalaciones de superficie y la
tubería concéntrica 72 (referida, con respecto a la Fig. 4, como
tubería concéntrica de "tubería mediante entubación") para
transportar el gas comprimido a la tubería concéntrica 72 para su
inyección en el yacimiento 16.
En la operación del sistema mostrado en la Fig.
4, una mezcla de petróleo y gas fluye desde el yacimiento
petrolífero 32 a través de la cuarta y de la tercera secciones de
entubación 24 y 22 (Fig. 2), respectivamente, hacia el interior del
miembro tubular 120 y hacia el interior del separador 70, como
muestran esquemáticamente las flechas 90. El separador 70 separa al
menos una parte del gas de la mezcla de petróleo y gas en el pozo de
petróleo, para producir un gas separado y una mezcla enriquecida en
petróleo. Como muestran esquemáticamente las flechas 92, la mezcla
enriquecida en petróleo producida por el separador 70 se descarga en
sentido ascendente a través de la salida 70b, la tubería concéntrica
134 de espiral por tubería, la cabeza del pozo 28 (Fig. 2), y el
tubo 80 de la mezcla enriquecida en petróleo hasta las instalaciones
de superficie descritas anteriormente. Como muestra esquemáticamente
la flecha 94, el gas separado producido por el separador 70 se
descarga en sentido ascendente a través de la salida de gas 70a, la
tubería en espiral 132, el tubo de gas 82 y hasta las instalaciones
de superficie que comprimen el gas hasta la presión de inyección,
definida anteriormente. El gas comprimido es descargado desde las
instalaciones de superficie a través del tubo 84 de retorno de gas
en el interior de la tubería concéntrica 72 de tubería mediante
entubación. Como muestra esquemáticamente la flecha 96, el gas
comprimido en la tubería concéntrica 72 de tubería mediante
entubación es cargado a través del agujero 60 hacia el interior y a
través de la tubería concéntrica 124 puenteada por tubería, el
espacio anular 128, las perforaciones 130, y hacia el interior de la
zona de inyección 30.
En una realización alternativa del sistema que
mostrado en la Fig. 4, el separador 70 puede estar provisto de un
dispositivo de cruce (no visto), bien conocido por los expertos en
la técnica, para dirigir el gas separado desde el separador hasta la
tubería concéntrica 134 en vez de a la tubería 132, y para dirigir
la mezcla enriquecida en petróleo desde el separador a la tubería
132 en vez de a la tubería concéntrica 134. A continuación, el tubo
80 de la mezcla enriquecida en petróleo se conectaría en
comunicación fluida con la tubería 132 en vez de con la tubería
concéntrica 134, y el tubo de gas 82 se conectaría en comunicación
fluida con la tubería concéntrica 134 en vez de con la tubería 132.
No obstante, la operación de tal realización alternativa sería
considerablemente similar a la operación de la realización mostrada
en la Fig. 4.
En otra realización alternativa del sistema
mostrado en la Fig. 4, el sistema puede estar configurado sin el
miembro tubular 120, los obturadores 122 y 126, y el agujero 60,
sustituyendo el obturador 126 por el obturador 36 y prolongando la
tubería de producción 26 hasta y a través del obturador 36. La
operación de tal realización alternativa es considerablemente
similar a la operación de la realización mostrada en la Fig. 4,
exceptuando que la mezcla de petróleo y gas fluye a través de la
tubería de producción 26 sin fluir a través del miembro tubular 120,
y el gas comprimido fluye a través de la tubería concéntrica 72
hasta la zona de inyección 30 sin fluir a través del agujero 60 y a
través de la tubería concéntrica 124.
Mediante la utilización del sistema mostrado en
la Fig. 4, no sólo una parte del gas es separada en el fondo de la
perforación de la mezcla de petróleo/gas, permitiendo que la presión
se mantenga, y facilitando la medida de la eficacia de separación y
de la composición del gas de inyección como en el sistema de la Fig.
2, sino que de manera adicional el sistema de la Fig. 4 no requiere
una cantidad significativa de tuberías y válvulas en la superficie
para interconectar los diferentes pozos.
En la Fig. 5, se muestra una realización
alternativa del sistema de la Fig. 4, en la que un separador 70 se
encuentra situado en la superficie 12. Debido a que el gas no es
separado de petróleo y gas producidos en el fondo de la perforación,
no existe tubería en espiral por debajo de la tubería de producción
26 como en el caso del sistema de la Fig. 4. No obstante, el sistema
mostrado en la Fig. 5 es considerablemente similar al sistema
mostrado en la Fig. 4.
La operación del sistema de la Fig. 5 es similar
a la operación del sistema de la Fig. 4, exceptuando que el petróleo
y gas producidos desde el yacimiento 16 son separados por el
separador 70 situado en la superficie 12. De esta forma, la flecha
90 representa el flujo de la mezcla de petróleo y gas desde el
yacimiento petrolífero 32 a través de cuarta y de la tercera
secciones de entubación 24 y 22, respectivamente, a través del
miembro tubular 120 y de la tubería de producción 26, y hacia el
interior del separador 70 localizado en la superficie 12. El
separador 70 separa el menos una parte del gas de la mezcla de
petróleo y gas en el pozo de petróleo, para producir un gas separado
y un mezcla enriquecida en petróleo. La mezcla enriquecida en
petróleo producida por el separador 70 es descargada a través de la
salida 70b hacia el interior del tubo 80 de la mezcla enriquecida en
petróleo hasta las instalaciones de superficie descritas
anteriormente. El gas separado producido por el separador 70 es
descargado a través de la salida 70a y de la tubería del gas 82
hasta las instalaciones de superficie, que comprimen el gas hasta la
presión de inyección, definida anteriormente. El gas comprimido es
descargado desde las instalaciones de superficie a través del tubo
84 de retorno de gas en el interior de la tubería concéntrica 72.
Como muestra esquemáticamente la flecha 96, el gas comprimido en la
tubería concéntrica 72 es cargado a través del agujero 60 al
interior y a través de la tubería concéntrica 124, el espacio anular
128, las perforaciones 130, y al interior de la zona de inyección
30.
En una realización alternativa del sistema
mostrado en la Fig. 5, el sistema puede estar configurado sin el
miembro tubular 120, los obturadores 122 y 126, y el agujero 60,
sustituyendo el obturador 126 por el obturador 36 y prolongando la
tubería de producción 26 hasta y a través del obturador 36. La
operación de tal realización alternativa es considerablemente
similar a la operación de la realización mostrada en la Fig. 5,
exceptuando que la mezcla de petróleo y gas fluye a través de la
tubería de producción 26 sin fluir a través del miembro tubular 120,
y el gas comprimido fluye a través de la tubería concéntrica 72
hasta la zona de inyección 30 sin fluir a través del agujero 60 y a
través de la tubería concéntrica 124.
Mediante la utilización del sistema mostrado en
la Fig. 5, el separador 70 resulta más accesible que en el caso de
los sistemas descritos anteriormente, no se necesita tubería en
espiral, y el pozo 10 permite el paso de herramientas de cable a
través suyo. Como en los sistemas anteriores, puede medirse la
eficacia de separación y la composición del gas de inyección.
Además, no se requiere un pozo adicional para inyectar el gas en el
fondo de la perforación. De esta forma, no se necesita una cantidad
significativa de tuberías y válvulas en superficie para
interconectar los diferentes pozos.
En las Figs. 6-10, son mostradas
cinco realizaciones de la parte de superficie del presente invento
en la que el gas, después de haber sido separado y antes de ser
inyectado en el fondo de la perforación, es comprimido empleando las
instalaciones de superficie mencionadas en la discusión anterior de
las realizaciones de la parte del fondo de la perforación del
presente invento mostradas en la Figs. 2-4 y
mostradas en la Fig. 5. Como se ha afirmado anteriormente, la parte
de superficie del presente invento es complementaria con la parte
del fondo de la perforación y, en la siguiente discusión, debe
entenderse que las realizaciones de la parte de superficie están
conectadas a través del tubo 80 de la mezcla enriquecida en
petróleo, del tubo de gas 82, y del tubo 84 de retorno de gas a una
cualquiera de las realizaciones de la parte del fondo de la
perforación descritas con respecto a las Figs.
2-5.
La realización de la parte de superficie del
presente invento mostrada en la Fig. 6 comprende un compresor 200
apropiado conectado operativamente a través de un eje 202 a una
turbina 204 apropiada. El compresor 200 está conectado al tubo de
gas 82 para recibir el gas a través de él, y al tubo 84 de retorno
de gas para descargar el gas en él. El compresor 200 puede ser un
compresor axial, radial o de flujo mixto, o similar, configurado
para comprimir hasta la presión de inyección, definida
anteriormente, el gas recibido a través del tubo de gas 82, y para
descargar el gas comprimido al tubo 84 de retorno de gas. Los
compresores tales como el compresor 200 se consideran bien conocidos
por los expertos en la técnica y no se describirán más.
La turbina 204 está conectada en paralelo con el
tubo 80 de mezcla enriquecida en petróleo para recibir a través del
tubo 80a, y para ser conducida por él, al menos una parte de la
mezcla enriquecida en petróleo que fluye a través del tubo 80 de
mezcla enriquecida en petróleo, y para descargar la mezcla recibida
a través del tubo 80b en el tubo 80 de mezcla enriquecida en
petróleo. Una válvula 206 apropiada se encuentra situada en el tubo
80 de mezcla enriquecida en petróleo entre el tubo 80a y 80 b para
controlar la cantidad de mezcla enriquecida en petróleo que fluye a
través de la turbina 204. La turbina 204 puede ser una turbina
radial o axial tal como una expansor de turbina, una turbina
hidráulica, un turbina de dos fases o similar. Los expansores de
turbina, las turbinas hidráulicas y las turbinas de dos fases se
consideran bien conocidos por los expertos en las técnica, y
resultan eficaces para recibir una corriente de fluidos, tal como la
mezcla enriquecida en petróleo del presente invento, y para generar,
a partir de la corriente de fluidos recibida, un par que se ejerce
sobre un eje, tal como el eje 202, comprendiendo dicha corriente de
fluidos en su mayoría gases, líquidos, y mezclas de gases y
líquidos, respectivamente. Las turbinas de dos fases, en particular,
se describen con más detalle en la patente de EE.UU. Nº. 5.385.446,
que lleva por título "Hybrid Two-Phase
Turbine", expedida el 31 de enero de 1995, a Lance G. Hays,
incorporada en su totalidad en la presente memoria a modo de
referencia.
En la operación del sistema mostrado en la Fig.
6, si la válvula 206 está abierta, entonces la mezcla enriquecida en
petróleo fluye a través del tubo 80 de la mezcla enriquecida en
petróleo, generalmente evitando la turbina 204, hasta una tubería
(no vista) que transporta la mezcla hasta las instalaciones de
procesado aguas abajo (no vistas), que se consideran bien conocidas
por los expertos en la técnica y que nos van a ser descritas. Cuando
la mezcla enriquecida en petróleo evita la turbina 204 como
resultado de que la válvula 206 se encuentra abierta, la turbina 204
no acciona el compresor 200 y el gas del tubo de gas 82 no se
comprime y no puede ser inyectado en el yacimiento 16 (no vista). Si
la válvula 206 se encuentra cerrada, entonces toda la mezcla
enriquecida en petróleo fluye a través del tubo 80 de mezcla
enriquecida en petróleo, también fluye a través del tubo 80a hasta y
a través de la turbina 204, y a través del tubo 80b hasta la tubería
(no vista) que transporta la mezcla hasta las instalaciones de
procesado aguas abajo. A medida que la mezcla fluye a través de la
turbina 204, se confiere movimiento rotacional a la turbina que a
continuación confiere movimiento rotacional al eje 202 y acciona el
compresor 200. El compresor 200 recibe el gas a través del tubo de
gas 82 y, debido a que el compresor gira, comprime el gas recibido
del tubo de gas 82 hasta la presión de inyección, definida
anteriormente. El gas comprimido es descargado desde el compresor
200 al interior del tubo 84 de retorno de gas y al interior de la
zona de inyección 30 (Figs. 2-5), como se ha
descrito anteriormente. La válvula 206 puede estar solo parcialmente
cerrada para dirigir únicamente parte de la mezcla enriquecida en
petróleo a la turbina 204 en cuyo caso, la presión impartida por el
compresor 200 al gas recibido a través del tubo de gas 82 estará
relacionada con la posición de cierre de la válvula 206.
Preferiblemente, la válvula 206 está cerrada solo lo suficiente para
permitir que el compresor 200 comprima de manera suficiente el gas
para su inyección en el yacimiento, y para de esta forma conservar
la presión en la mezcla del tubo 80 de mezcla enriquecida en
petróleo.
Mediante la utilización del sistema anterior
mostrado en la Fig. 6, puede emplearse la presión del yacimiento
para comprimir, sin que ello resulte caro, el gas en el pozo e
inyectar el gas en el fondo de la perforación sin necesidad de
enviarlo a la planta del compresor central.
En la Fig.7 se observa una realización
alternativa del sistema de la Fig. 6, en el que la turbina 204 es
accionada al menos por una parte del gas que sale del tubo de gas 82
en vez de por al menos una parte de la mezcla enriquecida en
petróleo que sale del tubo 80 de mezcla enriquecida en petróleo.
Para ello, el tubo 82a está conectado para proporcionar comunicación
fluida entre el tubo de gas 82 y la entrada (no vista) a la turbina
204. Una válvula 210 está colocada en el tubo de gas 82 aguas debajo
de la salida del tubo de gas 82a para controlar la distribución del
flujo de gas entre el compresor 200 y la turbina 204. El tubo 82b
está conectado para proporcionar comunicación fluida entre la salida
(no vista) de la turbina 204 y el tubo 80 de mezcla enriquecida en
petróleo.
En la operación del sistema mostrado en la Fig.
7, la mezcla enriquecida en petróleo fluye a través del tubo 80 de
mezcla enriquecida en petróleo directamente a una tubería (no vista)
que transporta la mezcla a las instalaciones de procesado aguas
abajo, que se consideran bien conocidas por los expertos en la
técnica y no serán descritas. La válvula 210 se acciona para regular
el flujo de gas suministrado desde el tubo de gas 82 a la turbina
204 y al compresor 200, de forma que pueda mantenerse un equilibrio
de flujo apropiado para permitir que la turbina genere la energía
necesaria para accionar el compresor, controlando de esta forma la
operación del mismo. Por tanto, la operación apropiada del sistema
de la Fig. 7 requiere que la válvula 210 no esté ni completamente
abierta ni completamente cerrada, sino solo parcialmente abierta
para permitir que una parte del gas del tubo de gas 82 sea dirigida
al compresor 200 y una parte sea dirigida a través del tubo de gas
82 hasta la turbina 204. El gas que no fluye a través de la válvula
210 acciona la turbina 204 que acciona el compresor 200, y el gas
que fluye a través de a válvula 210 es comprimido por el compresor
200. Preferiblemente se optimiza la parte del gas que fluye a través
de la turbina 204 para permitir que la turbina 204 accione el
compresor 200 para comprimir, hasta la presión de inyección definida
anteriormente, el gas que fluye a través de la válvula 210. El gas
es descargado desde la turbina 204 a través del tubo 80b en el tubo
80 de mezcla enriquecida en petróleo, en la tubería y en las
instalaciones de procesado aguas abajo (no vistas); y el gas
comprimido es descargado desde el compresor 200 en el interior del
tubo 84 de retorno de gas y en el interior de la zona de inyección
30 (Figs. 2-5), como se ha descrito
anteriormente.
En la Fig. 8, se observa una realización
alternativa del sistema de la Fig. 6. El tubo de gas 82 está
conectado para transportar el gas al separador 220, como un
dispositivo de lavado por succión o similar, configurado para
producir un gas separado y un líquido separado a partir del gas
recibido a través del tubo de gas 82. Una línea 222 está conectada
al separador 220 para transportar el gas separado producido por el
separador 220 hasta el compresor 200, y un tubo 224 está conectado
al separador 220 para transportar los líquidos separados producidos
por el separador 220 a un tubo 226, a un tubo 228, y a un oleoducto
(no visto). Un tubo 230 transporta parte del gas del tubo 222 hasta
un dispositivo de calentamiento, tal como un horno de gas 232 para
que se produzca la combustión en su interior. Aunque no se observe,
se entiende que los tubos 222 y 230 están provistos de válvulas
apropiadas y similares para controlar la distribución de flujo de
gas a través de ellos, de manera bien conocida por los expertos en
la técnica. Un tubo 234 está conectado para transportar el gas
comprimido descargado desde el compresor 200 a un intercambiador 236
de calor gas a gas, el tubo 84 de retorno de gas está conectado para
transportar el gas comprimido desde el intercambiador de calor 236
hasta el pozo de inyección, como se ha descrito anteriormente.
El tubo 80 de mezcla enriquecida en petróleo está
conectado para transportar la mezcla enriquecida en petróleo al
separador 240, tal como un separador por succión de expansor o
similar, configurado para producir un gas separado y un líquido
separado a partir de la mezcla enriquecida en petróleo recibida a
través del tubo 80 de mezcla enriquecida en petróleo. Un tubo 242
está conectado al separador 240 para transportar el gas separado
producido por el separador 240 al intercambiador de calor 236, y un
tubo 226 está conectado al separador 240 para transportar los
líquidos separados producidos por el separador 240 al tubo 228, y al
oleoducto (no visto).
En la operación del sistema mostrado en la Fig.
8, la mezcla enriquecida en petróleo fluye a través del tubo 80 de
mezcla enriquecida en petróleo hasta el separador 240 que produce un
gas separado y un líquido separado. Los líquidos separados (es
decir, la mezcla enriquecida en petróleo) fluyen a través de los
tubos 226 y 228 hasta el oleoducto y hasta las instalaciones de
procesado aguas abajo. El gas separado producido por el separador
240 fluye a través del tubo 242 hasta el intercambiador de calor
236, que transfiere el calor al gas separado, a través del tubo 244
hasta el horno 232, que posteriormente calienta el gas separado, y a
través del tubo 246 a la turbina 204. El gas caliente acciona la
turbina 204, que a continuación acciona el compresor 200, y
posteriormente el gas es descargado desde la turbina a través del
tubo 228 hasta el oleoducto (no visto). El calor transferido a
través del intercambiador de calor 236 y por el dispositivo de
calentamiento 232 al gas que acciona la turbina 204 debería ser
suficiente para mantener una temperatura de ese gas, cuando éste es
descargado por la turbina, que sea lo suficientemente elevada como
para evitar que se formen parafinas y/o hidratos en el gas.
El gas del tubo de gas 82 fluye al separador 220
que produce, partir del gas, gas separado y líquidos separados. Los
líquidos separados producidos por el separador 220 fluyen a través
de los tubos 224, 226 y 228 hasta el oleoducto (no visto) y hasta
las instalaciones de procesado aguas abajo. Una parte del gas
separado producido por el separador 220 fluye a través del tubo 222
hasta le compresor 200, y otra parte del gas separado fluye a través
de los tubos 222 y 230 hasta el horno 232. El gas transportado hasta
el horno a través del tubo 230 se quema para generar calor, que
calienta el gas, que fluye desde el tubo 244 hasta el horno. El gas
transportado a través del tubo 222 hasta el compresor se comprime
hasta la presión de inyección, definida anteriormente. A
continuación, el gas comprimido es descargado desde el compresor 200
a través del tubo 234 hasta el intercambiador de calor 236 que
transfiere calor desde el gas comprimido transportado por el tubo
234 hasta el gas separado transportado por el tubo 242. A
continuación, el gas comprimido es transportado por el tubo 84 de
retorno de gas hasta el pozo de inyección (no visto) para su
inyección en la zona de inyección 30 (Figs. 2-5),
como se ha descrito anteriormente.
Aunque el horno 232 está dibujado como un horno
que quema gas, puede emplearse cualquier dispositivo de
calentamiento apropiado. Por ejemplo, si se dispone de electricidad,
puede utilizarse un dispositivo de calentamiento que funcione con
electricidad en vez de el dispositivo de calentamiento 232 que quema
gas, y de esta forma conservar el gas combustible y permitir que una
mayor cantidad de gas sea comprimido e inyectado a la zona de
inyección 30 (Figs. 2-5).
En la Fig. 9, se muestra una realización
alternativa del sistema de la Fig. 8, en el que el compresor 200 es
un compresor de primera etapa. El tubo 234 (Fig. 8) está dibujado en
la Fig. 9 en forma de dos tubos 234a y 234b, y un compresor de
segunda etapa 250 se encuentra interpuesto entre los tubos 234a y
234b para comprimir más el gas descargado desde el compresor 200
antes de que el gas pase a través del intercambiador de calor 236 y
al tubo 84 de
retorno de gas. El compresor de segunda etapa 250 está accionado por cualquier fuente de alimentación 252 apropiada disponible, tal como un motor de alimentación eléctrica, una turbina que quema gas, un motor diesel, una turbina accionada por fluidos que salen de los tubos disponibles de presión elevada/salida, o similar. Debido a que el compresor 250 añade calor al gas comprimido, calor que es transferido a través del intercambiador de calor 236 al gas transportado hasta la turbina 204, el horno 232 utilizado en el sistema de la Fig. 8 no se emplea en el sistema de la Fig. 9.
retorno de gas. El compresor de segunda etapa 250 está accionado por cualquier fuente de alimentación 252 apropiada disponible, tal como un motor de alimentación eléctrica, una turbina que quema gas, un motor diesel, una turbina accionada por fluidos que salen de los tubos disponibles de presión elevada/salida, o similar. Debido a que el compresor 250 añade calor al gas comprimido, calor que es transferido a través del intercambiador de calor 236 al gas transportado hasta la turbina 204, el horno 232 utilizado en el sistema de la Fig. 8 no se emplea en el sistema de la Fig. 9.
En la operación del sistema de la Fig. 9, la
mezcla enriquecida en petróleo fluye a través del tubo 80 de mezcla
enriquecida en petróleo hasta el separador 240, que produce un gas
separado y un líquido separado. Los líquidos separados (es decir, la
mezcla enriquecida en petróleo) fluye a través de los tubos 226 y
228 hasta el oleoducto y hasta las instalaciones de procesado aguas
abajo. El gas separado producido por el separador 240 fluye a través
del tubo 242 hasta el intercambiado de calor 236, el cual transfiere
calor al gas separado, y a través del tubo 246 hasta la turbina 204.
El gas caliente acciona la turbina 204, que a continuación acciona
el compresor 200, y a continuación el gas es descargado desde la
turbina a través del tubo 228 al oleoducto (no visto). El calor
transferido desde el intercambiador de calor 236 al gas que acciona
la turbina 204 debería ser suficiente para mantener ese gas a una
temperatura, a medida que es descargado desde la turbina, que sea lo
suficientemente elevada para evitar la formación de parafinas y/o
hidratos en el gas.
El gas del tubo de gas 82 fluye al separador 220,
que produce, a partir de él, gas separado y líquidos separados. Los
líquidos separados producidos por el separador 220 fluyen a través
de los tubos 224, 226 y 228 al oleoducto y a las instalaciones de
procesado aguas abajo (no vistas). El gas separado producido por el
separador 220 fluye a través del tubo 222 al compresor 200, y a
través del tubo 234a al compresor de segunda etapa 250. Los
compresores 200 y 250 comprimen el gas hasta la presión de
inyección, definida anteriormente, y, como consecuencia de la
compresión, el gas también se calienta. El compresor de segunda
etapa 250 descarga el gas comprimido y caliente a través del tubo
234b al intercambiador de calor 236, que transfiere calor desde el
gas comprimido y caliente al gas separado producido por el separador
240. A continuación, el gas comprimido es transportado desde el
intercambiador de calor 236 por el tubo 84 de retorno de gas hasta
el pozo de inyección (no visto) para ser inyectado en la zona de
inyección 30 (Figs. 2-5) como se ha descrito
anteriormente.
En la Fig. 10, se muestra una realización
alternativa del sistema de la Fig. 9, en el que se emplea una
técnica de separación diferente. Para ello, el tubo 80 de mezcla
enriquecida en petróleo se encuentra conectado directamente al
oleoducto (no visto) para transportar la mezcla enriquecida en
petróleo a las instalaciones de procesado aguas abajo (no vistas).
El tubo de gas 82 está conectado para transportar el gas separado
directamente al intercambiador de gas 236, y el tubo 246 está
conectado para transportar el gas separado descargado desde el
intercambiador de calor a la entrada (no vista) de la turbina 204.
La salida (no vista) de la turbina 204 está conectada a través del
tubo 254 para transportar el gas descargado desde la turbina al
separador 256, tal como un separador de tornillo sinfín, un
separador ciclónico, un separador centrífugo rotatorio, o similar,
igual que el separador 70 descrito anteriormente con respecto a las
Figs. 2-5. El separador 256 está configurado para
separar al menos una parte del gas de la mezcla de gas y líquidos
descargada desde la turbina 204, para producir un gas separado en el
tubo 258 y una mezcla separada de líquidos y gas en el tubo 260. El
tubo 258 está conectado, para transportar el gas separado producido
por el separador 256, a la entrada (no vista) del compresor 200, y
el tubo 260 está conectado, para transportar la mezcla de líquidos
separada y el gas producido por el separador 256, al tubo 80 de
mezcla enriquecida en petróleo para su transporte al oleoducto (no
visto).
En la operación del sistema mostrado en la Fig.
10, la mezcla enriquecida en petróleo fluye a través del tubo 80 de
mezcla enriquecida en petróleo hasta el oleoducto (no visto), que
transporta la mezcla hasta las instalaciones aguas abajo para el
posterior procesado. El gas separado es transportado a través del
tubo de gas 82 hasta el intercambiador de calor 236, que transfiere
el calor al gas separado, y a través del tubo 246 hasta la turbina
204. El gas caliente acciona la turbina 204, que a continuación
acciona el compresor 200, y a continuación el gas, con algunos
líquidos condensados, es descargado desde la turbina a través del
tubo 254 al separador 256. El separador 256 separa al menos una
parte del gas de la mezcla de gas y líquidos descargada desde la
turbina 204, para producir un gas separado en el tubo 258 y una
mezcla de líquidos separada y gas en el tubo 260. La mezcla separada
de gas y líquidos producida por el separador 256 es transportada a
través del tubo 260 al tubo 80 de mezcla enriquecida en petróleo,
que transporta la mezcla con la mezcla enriquecida en petróleo al
oleoducto y al equipamiento de procesado aguas abajo (no visto). El
gas separado producido por el separador 256 es transportado a través
del tubo 258 hasta y a través del compresor 200, y a través del tubo
234a hasta y a través del compresor de segunda etapa 250. Los
compresores 200 y 250 son accionados por la turbina 204 y la fuente
de alimentación 252, respectivamente, para comprimir el gas hasta la
presión de inyección, definida anteriormente y, como consecuencia de
la compresión, el gas también se calienta. El compresor 250 descarga
el gas comprimido y caliente a través del tubo 234b al
intercambiador de calor 236, que transfiere el calor desde el gas
comprimido y caliente al gas separado transportado por el tubo de
gas 82. El calor transferido a través del intercambiador de calor
236 al gas separado, transportado por el tubo de gas 82 y descargado
desde el intercambiador de calor al tubo 246 para accionar la
turbina 204, debería ser suficiente para mantener ese gas a una
temperatura, a medida que es descargado desde la turbina, que sea lo
suficientemente elevada como para evitar la formación de parafinas
y/o hidratos en el gas. A continuación, el gas comprimido es
transportado desde el intercambiador de calor 236, mediante el tubo
84 de retorno de gas hasta el pozo de inyección (no visto) para ser
inyectado en la zona de inyección 30 (Figs. 2-5)
como se ha descrito anteriormente.
En una realización alternativa del sistema
mostrado en la Fig. 10, el sistema puede estar configurado sin el
compresor de segunda etapa 250 y la correspondiente fuente de
alimentación 252, y los tubos 234a y 234b pueden estar acoplados
para transportar el gas comprimido desde el compresor 200 hasta el
intercambiador 236. No obstante, la operación de tal realización
alternativa sería similar a la operación del sistema mostrado en la
Fig. 10.
La inversión para instalar el sistema del
presente invento en diferentes pozos para disminuir el gas producido
a partir de un campo de pozos es considerablemente menor que el
coste de proporcionar equipamiento de separación adicional y
compresión en la superficie. Además, tampoco requiere gas
combustible para accionar el equipamiento de compresión, dado que
para este fin pueden emplearse la presión o la combustión de los
fluidos que fluyen. También permite la inyección de cantidades
escogidas de gas desde los pozos individuales a la zona de inyección
del fondo de la perforación, tal como el casquete de gas, de pozos
cuya producción de petróleo se ha visto limitada debido a la
capacidad de los tubos o tuberías para transportar fuera del pozo
los fluidos producidos, permitiendo de esta forma aumentar la
producción de tales pozos. Asimismo también es posible hacer que, en
determinadas formaciones, la producción que no resultaba rentable
pase a serlo, debido a la capacidad para inyectar el gas en el fondo
de la perforación.
De esta forma, habiendo descrito el presente
invento con referencia a sus realizaciones preferidas, se nota que
las realizaciones descritas resultan ilustrativas en vez de
limitantes en sí mismas, y que dentro del alcance del presente
invento son posibles muchas variaciones y modificaciones. Muchas de
tales variaciones y modificaciones pueden ser consideradas obvias y
deseables por los expertos en la técnica, basándose en la revisión
de la descripción anterior de las realizaciones preferidas.
Claims (32)
1. Un método para aumentar la producción de
petróleo de un pozo de petróleo (10) que produce una mezcla (90) de
petróleo y gas a presión elevada a través de un sondeo que penetra
en un yacimiento petrolífero (16) que contiene una zona petrolífera
(32) y una zona de inyección (30), que comprende:
- (a)
- separar en el fondo de la perforación una parte del gas de la mezcla (90) de petróleo y gas para producir un gas separado (82) y una mezcla enriquecida en petróleo (80);
- (b)
- utilizar la energía de al menos parte de la mezcla (90) de petróleo y gas para comprimir al menos un parte del gas separado (82) para producir un gas comprimido (84) que tiene presión suficiente para ser inyectado en la zona de inyección (30);
- (c)
- inyectar el gas comprimido (84) en la zona de inyección (30); y
- (d)
- recuperar al menos la mayor parte de la mezcla enriquecida en petróleo (80), caracterizado porque al menos una parte del gas separado (82) es comprimido en una superficie (12).
2. El método de la reivindicación 1, en el que el
sondeo es un primer sondeo y la etapa de inyección comprende
inyectar el gas comprimido (84) a través de un segundo sondeo en la
zona de inyección (30).
3. El método de la reivindicación 1 ó 2, que
además comprende la etapa de cargar el gas separado (82) en una
tubería concéntrica (72) en el pozo de petróleo (10) para recuperar
el gas separado (82) en una superficie (12).
4. El método de la reivindicación 1 ó 3, en el
que la etapa de inyección comprende inyectar el gas comprimido (84)
a través del pozo de petróleo (10) en la zona de inyección (30).
5. El método de cualquiera de las
reivindicaciones anteriores, en el que al menos una parte de la
mezcla (90) de petróleo y gas es la mezcla enriquecida en petróleo
(80), y la etapa de utilizar la energía además comprende:
- -
- accionar una turbina (204) con al menos una parte (80a) de la mezcla enriquecida en petróleo (80);
- -
- accionar un compresor (200) con la turbina (204); y
- -
- comprimir con el compresor (200) al menos una parte del gas separado (82) para producir el gas comprimido (84).
6. El método de cualquiera de las
reivindicaciones 1 a 4, en el que al menos una parte de la mezcla
(90) de petróleo y gas es una primera parte (82a) del gas separado
(82), la al menos una parte del gas separado (82) es una segunda
parte del gas separado (82), y la etapa de utilizar la energía
además comprende:
- -
- accionar una turbina (204) con la primera parte (82a) del gas separado (82);
- -
- accionar un compresor (200) con la turbina (204); y
- -
- comprimir con el compresor (200) la segunda parte del gas separado (82) para producir el gas comprimido (84).
7. El método de cualquiera de las
reivindicaciones 1 a 4 y 6, en el que al menos una parte de la
mezcla (90) de petróleo y gas es la mezcla enriquecida en petróleo
(80), el gas separado es un primer gas separado (222), y la etapa de
utilizar la energía además comprende:
- -
- separar gas de la mezcla enriquecida en petróleo (80) para producir un segundo gas separado (242);
- -
- accionar una turbina (204) con el segundo gas separado;
- -
- comprimir con el compresor (200) al menos una parte del primer gas separado (222) para producir el gas comprimido (84).
8. El método de cualquiera de las
reivindicaciones 1 a 4, en el que la mezcla (90) de petróleo y gas
es una primera mezcla de petróleo y gas, la al menos una parte de la
primera mezcla de petróleo y gas es el gas separado, el gas separado
es un primer gas separado (246), y la etapa de utilizar la energía
además comprende:
- -
- accionar una turbina (204) con el primer gas separado (246) y descargar de la turbina (204) una segunda mezcla (254) de petróleo y gas;
- -
- accionar un compresor (200) con la turbina (204);
- -
- separar al menos una parte del gas de la segunda mezcla (254) de petróleo y gas para producir un segundo gas separado (256); y
- -
- comprimir el segundo gas separado (258) con el compresor (200) para producir el gas comprimido (84).
9. El método de la reivindicación 7, en el que el
segundo gas separado (242) se calienta para producir un segundo gas
separado caliente (246) antes de accionar con él la turbina
(204).
10. El método de la reivindicación 9, en el que
el segundo gas separado (242) se calienta por medio de una relación
de intercambio de calor (236) con el gas comprimido (84).
11. El método de cualquiera de las
reivindicaciones 7, 9 y 10, en el que al menos una parte del primer
gas separado (222) es comprimida con un compresor de primera etapa
(200) accionado por la turbina (204) y con un compresor de segunda
etapa (250) para producir el gas comprimido (84).
12. El método de la reivindicación 8, en el que
el primer gas separado (246) se calienta para producir un primer gas
separado caliente antes de accionar con él la turbina (204).
13. El método de la reivindicación 12, en el que
el primer gas separado (246) se calienta por medio de una relación
de intercambio de calor (236) con el gas comprimido (84).
14. El método de cualquiera de las
reivindicaciones 8, 12 y 13, en el que al menos una parte del
segundo gas separado (258) se comprime con un compresor de primera
etapa (200) accionado por la turbina (204) y con un compresor de
segunda etapa (250) para producir el gas comprimido (84).
15. Un sistema para aumentar la producción de
petróleo de un pozo de petróleo (10) que produce una mezcla (90) de
petróleo y gas a presión elevada a través de un sondeo que penetra
en un yacimiento (16) que contiene una zona petrolífera (32) y una
zona de inyección (30), que comprende:
un separador en el fondo de la perforación (70)
en comunicación fluida con la zona petrolífera (32);
una turbina (204) que tiene una entrada en
comunicación fluida con el separador (70) para recibir los fluidos
del separador para accionar la turbina; y
un compresor (200) conectado operativamente a la
turbina (204), teniendo el compresor una entrada de gas en
comunicación fluida con la salida (70a) de descarga del gas separado
del separador (70), teniendo además el compresor (200) una salida de
descarga del gas comprimido en comunicación fluida a través de un
conducto con la zona de inyección (30),
caracterizado porque la turbina (204) y el
compresor (200) se encuentran situados en una superficie (12).
16. El sistema de la reivindicación 15, en el que
el sondeo es un primer sondeo y el conducto es un segundo
sondeo.
17. El sistema de la reivindicación 15, en el que
el sondeo es un primer sondeo, el conducto es un segundo sondeo, y
el separador (70) se encuentra situado en una cadena de tuberías
acopladas (26) en el primer sondeo y está en comunicación fluida con
la tubería concéntrica (72) formada entre la cadena de tuberías
acopladas (26) y el primer sondeo, cuya tubería concéntrica se
encuentra en comunicación fluida con una superficie (12).
18. El sistema de la reivindicación 15, en el que
el pozo es un primer sondeo, el conducto es un segundo sondeo, y el
separador (70) está situado en una cadena de tuberías acopladas (26)
en el primer sondeo y está en comunicación fluida con la tubería
concéntrica (72) formada entre la cadena de tuberías acopladas (26)
y el primer sondeo, cuya tubería concéntrica (72) se encuentra en
comunicación fluida con una superficie (12), y el sistema además
comprende un miembro tubular (120) situado en la cadena de tuberías
acopladas (26), una primera válvula de control situada en el miembro
tubular para permitir el flujo de fluidos desde el miembro tubular a
la zona de inyección (30), y una segunda válvula de control situada
en el miembro tubular para permitir el flujo de fluidos desde la
zona petrolífera (32) al miembro tubular.
19. El sistema de la reivindicación 15, en el que
el conducto se extiende a través del sondeo.
20. El sistema de la reivindicación 15, que
además comprende:
- -
- una primera cadena de tuberías acopladas (26) situada en el sondeo y que tiene una parte inferior de la cadena de tuberías acopladas en comunicación fluida con la zona de inyección (30) y una parte superior de la cadena de tuberías acopladas en comunicación fluida con una superficie (12);
- -
- un miembro tubular (120) situado en la primera tubería de manera que se forma una primera tubería concéntrica entre el miembro tubular y la primera cadena de tuberías acopladas, estando el separador (70) situado dentro del miembro tubular en comunicación fluida a través del miembro tubular con la zona petrolífera (32);
- -
- una segunda cadena de tuberías acopladas (132) situada en el sondeo en comunicación fluida con la salida (70a) de descarga del gas separado del separador (70) y con la entrada de gas del compresor (200);
- -
- una primera tubería concéntrica (134) definida entre la primera y la segunda cadena de tuberías acopladas (26, 132), estando la primera tubería concéntrica en comunicación fluida con la salida (70b) de descarga de la mezcla enriquecida en petróleo del separador (70) y con una superficie (12).
- -
- una segunda tubería concéntrica definida entre la primera cadena de tuberías acopladas y el entubado, estando la segunda tubería concéntrica en comunicación fluida con la salida de descarga del gas comprimido;
- -
- una tercera tubería concéntrica definida entre la primera cadena de tuberías acopladas y el miembro tubular, estando la tercera tubería concéntrica en comunicación fluida con la zona de inyección (30); y
- -
- un agujero (60) formado en la primera cadena de tuberías acopladas (26) por debajo del separador (70) para permitir la comunicación fluida entre la segunda tubería concéntrica y la tercera tubería concéntrica, de forma que el conducto se extiende desde la salida de descarga del gas comprimido a través del segundo conducto, a través del agujero, a través de la tercera tubería concéntrica, y al interior de la zona de inyección (30).
21. El sistema de la reivindicación 15, que
además comprende:
- -
- una cadena de tuberías acopladas (26) situada en el sondeo y que tiene una parte inferior de la cadena de tuberías acopladas en comunicación fluida con la zona de inyección (30) y una parte superior de la cadena de tuberías acopladas en comunicación fluida con el separador (70);
- -
- un miembro tubular (120) situado en la cadena de tuberías acopladas (26) con un primer obturador (122) situado entre el miembro tubular (120) y la cadena de tuberías acopladas (26) y entre las partes superior e inferior de la cadena de tuberías acopladas, y con un segundo obturador (126) situado entre el miembro tubular (120) y el sondeo, para proporcionar comunicación fluida entre la zona petrolífera (32) y la parte superior de la tubería; y
- -
- un agujero (60) formado en una pared de la parte inferior de la cadena de tuberías acopladas, estando el agujero en comunicación fluida con una primera tubería concéntrica definida entre la cadena de tuberías acopladas (26) y el pozo y con una segunda tubería concéntrica definida entre la cadena de tuberías acopladas (26) y el miembro tubular (120).
22. El sistema de la reivindicación 15, en el que
los fluidos recibidos del separador (70) para accionar la turbina
(204) comprenden al menos una parte de la mezcla enriquecida en
petróleo (80).
23. El sistema de la reivindicación 15, en el que
los fluidos recibidos del separador (70) para accionar la turbina
(204) comprenden al menos una parte del gas separado (82).
24. El sistema de la reivindicación 15, en el que
los fluidos recibidos del separador (70) para accionar la turbina
(204) comprenden una parte gaseosa de la mezcla enriquecida en
petróleo (80).
25. El sistema de la reivindicación 15, en el que
el separador (70) es un primer separador, comprendiendo además el
sistema:
- -
- un segundo separador (240) que tiene una entrada conectada para recibir la mezcla enriquecida en petróleo (80) del primer separador;
- -
- un dispositivo de calentamiento (232) que tiene una entrada conectada para recibir, del segundo separador (240), la parte gaseosa (244) de la mezcla enriquecida en petróleo; y
- -
- una entrada a la turbina (204) conectada para recibir del dispositivo de calentamiento (232) la parte gaseosa caliente (246) de la mezcla enriquecida en petróleo para accionar la turbina (204).
26. El sistema de la reivindicación 15, en el que
el separador (70) es un primer separador, comprendiendo además el
sistema:
- -
- un segundo separador (240) que tiene una entrada conectada para recibir la mezcla enriquecida en petróleo (80) producida por el primer separador;
- -
- un intercambiador de calor (236) que tiene una primera entrada conectada para recibir, del segundo separador (240), la parte gaseosa (242) de la mezcla enriquecida en petróleo, y una segunda entrada conectada para recibir el gas comprimido (234) del compresor (200); y
- -
- una entrada a la turbina (204) conectada para recibir del intercambiador de calor (236) la parte gaseosa caliente (246) de la mezcla enriquecida en petróleo para accionar la turbina.
27. El sistema de la reivindicación 15, en el que
el separador (70) es un primer separador, el compresor (200) es un
compresor de primera etapa (200), y el sistema además comprende:
- -
- un segundo separador (240) que tiene una entrada conectada para recibir la mezcla enriquecida en petróleo (80) del primer separador;
- -
- un compresor de segunda etapa (250) conectado para recibir un primer gas comprimido (234a) del compresor de primera etapa (200); y
- -
- una entrada a la turbina (204) conectada para recibir del segundo separador (240) la parte gaseosa (246) de la mezcla enriquecida en petróleo para accionar la turbina.
28. El sistema de la reivindicación 15, en el que
el separador (70) es un primer separador, el compresor (200) es un
compresor de primera etapa (200), y el sistema además comprende:
- -
- un segundo separador (240) que tiene una entrada conectada para recibir la mezcla enriquecida en petróleo (80) del primer separador;
- -
- un compresor de segunda etapa (250) conectado para recibir un primer gas comprimido (234a) del compresor de primera etapa (200);
- -
- un intercambiador de calor (236) que tiene una primera entrada conectada para recibir del segundo separador (240) la parte gaseosa (242) de la mezcla enriquecida en petróleo, y un segunda entrada conectada para recibir el gas comprimido (234b) del compresor de segunda etapa (250); y
- -
- una entrada a la turbina (204) conectada para recibir del intercambiador de calor (236) la parte gaseosa caliente (246) de la mezcla enriquecida en petróleo para accionar la turbina.
29. El sistema de la reivindicación 15, en el que
el separador (70) es un primer separador, el compresor (200) es un
compresor de primera etapa (200), y el sistema además comprende:
- -
- un compresor de segunda etapa (250) conectado para recibir un primer gas comprimido (234a) del compresor de primera etapa (200);
- -
- un intercambiador de calor (236) que tiene una primera entrada conectada a la salida (70a) de descarga del gas separado del primer separador (70) para recibir el gas separado del primer separador, y una segunda entrada conectada para recibir un segundo gas comprimido (234b) del compresor de segunda etapa (250);
- -
- una entrada a la turbina (204) conectada para recibir del intercambiador de calor (236) la parte gaseosa caliente (246) para accionar la turbina;
- -
- un segundo separador (256) que tiene una entrada conectada para recibir gas y líquidos (254) procedentes de la turbina (204) y que tiene una salida de gas en comunicación fluida con una entrada al primera compresor (200).
30. El sistema de la reivindicación 15, en el que
el separador (70) es un primer separador, el compresor (200) es un
compresor de primera etapa (200), y el sistema además comprende:
- -
- un compresor de segunda etapa (250) conectado para recibir un primer gas comprimido (234a) del compresor de primera etapa (200);
- -
- una entrada a la turbina (204) conectada para recibir el gas separado (246) del primer separador para accionar la turbina (204); y
- -
- un segundo separador (256) que tiene una entrada conectada para recibir el gas (254) procedente de la turbina (204) y que tiene una salida de gas en comunicación fluida con una entrada al primer compresor (200).
31. El sistema de la reivindicación 15, en el que
el separador (70) es un primer separador, y el sistema además
comprende:
- -
- un intercambiador de calor (236) que tiene una primera entrada conectada a la salida (70a) de descarga del gas separado del primer separador (70) para recibir el gas separado (82) del primer separador, y una segunda entrada conectada para recibir el gas comprimido (234) procedente del compresor (200);
- -
- una entrada a la turbina (204) conectada para recibir del intercambiador de calor (236) el gas separado caliente (246) para accionar la turbina (204); y
- -
- un segundo separador (256) que tiene una entrada conectada para recibir el gas (254) procedente de la turbina (204) y que tiene una salida de gas en comunicación fluida con una entrada al primer compresor (200).
32. El sistema de la reivindicación 15, en el que
el separador (70) es un primer separador, y el sistema además
comprende:
- -
- una entrada a la turbina (204) conectada a la salida (70a) de descarga del gas separado del primer separador (70) para recibir el gas separado del primer separador para accionar la turbina (204); y
- -
- un segundo separador (256) que tiene una entrada conectada para recibir el gas (254) procedente de la turbina (204) y que tiene una salida de gas en comunicación fluida con una entrada al primer compresor (200).
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/GB1999/001224 WO2000065197A1 (en) | 1999-04-22 | 1999-04-22 | Method and system for increasing oil production from an oil well producing a mixture of oil and gas |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| ES2238832T3 true ES2238832T3 (es) | 2005-09-01 |
Family
ID=10846190
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| ES99918136T Expired - Lifetime ES2238832T3 (es) | 1999-04-22 | 1999-04-22 | Metodo y sistema para aumentar la produccion de petroleo a partir de un pozo de petroleo que produce una mezcla de petroleo y gas. |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP1171687B1 (es) |
| AT (1) | ATE293206T1 (es) |
| CA (1) | CA2367712C (es) |
| DE (1) | DE69924763T2 (es) |
| DK (1) | DK1171687T3 (es) |
| ES (1) | ES2238832T3 (es) |
| NO (1) | NO330142B1 (es) |
| PT (1) | PT1171687E (es) |
| WO (1) | WO2000065197A1 (es) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014207522A1 (es) * | 2013-06-28 | 2014-12-31 | Ecopetrol S.A. | Dispositivo inhibidor de hidratos con separador de fluidos de producto |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO312978B1 (no) * | 2000-10-20 | 2002-07-22 | Kvaerner Oilfield Prod As | Fremgangsmåter og anlegg for å produsere reservoarfluid |
| US20050087336A1 (en) | 2003-10-24 | 2005-04-28 | Surjaatmadja Jim B. | Orbital downhole separator |
| US7429332B2 (en) | 2004-06-30 | 2008-09-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Separating constituents of a fluid mixture |
| US7370701B2 (en) | 2004-06-30 | 2008-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore completion design to naturally separate water and solids from oil and gas |
| US7462274B2 (en) | 2004-07-01 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid separator with smart surface |
| US7823635B2 (en) | 2004-08-23 | 2010-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole oil and water separator and method |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2309075A (en) * | 1939-03-09 | 1943-01-19 | Continental Oil Co | Method of operating high pressure oil and gas wells |
| US5385446A (en) | 1992-05-05 | 1995-01-31 | Hays; Lance G. | Hybrid two-phase turbine |
| DE69428695T2 (de) | 1993-04-27 | 2002-08-08 | Atlantic Richfield Co., Plano | Gas/flüssigkeits-abscheider für bohrlöcher |
| US5570744A (en) * | 1994-11-28 | 1996-11-05 | Atlantic Richfield Company | Separator systems for well production fluids |
| US5794697A (en) * | 1996-11-27 | 1998-08-18 | Atlantic Richfield Company | Method for increasing oil production from an oil well producing a mixture of oil and gas |
-
1999
- 1999-04-22 WO PCT/GB1999/001224 patent/WO2000065197A1/en active IP Right Grant
- 1999-04-22 AT AT99918136T patent/ATE293206T1/de not_active IP Right Cessation
- 1999-04-22 EP EP99918136A patent/EP1171687B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-04-22 CA CA002367712A patent/CA2367712C/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-04-22 DK DK99918136T patent/DK1171687T3/da active
- 1999-04-22 PT PT99918136T patent/PT1171687E/pt unknown
- 1999-04-22 DE DE69924763T patent/DE69924763T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1999-04-22 ES ES99918136T patent/ES2238832T3/es not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-10-16 NO NO20015032A patent/NO330142B1/no not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014207522A1 (es) * | 2013-06-28 | 2014-12-31 | Ecopetrol S.A. | Dispositivo inhibidor de hidratos con separador de fluidos de producto |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO330142B1 (no) | 2011-02-21 |
| EP1171687A1 (en) | 2002-01-16 |
| DK1171687T3 (da) | 2005-06-27 |
| DE69924763D1 (de) | 2005-05-19 |
| ATE293206T1 (de) | 2005-04-15 |
| CA2367712C (en) | 2008-02-26 |
| CA2367712A1 (en) | 2000-11-02 |
| NO20015032D0 (no) | 2001-10-16 |
| WO2000065197A1 (en) | 2000-11-02 |
| DE69924763T2 (de) | 2006-03-02 |
| EP1171687B1 (en) | 2005-04-13 |
| NO20015032L (no) | 2001-11-30 |
| PT1171687E (pt) | 2005-07-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6032737A (en) | Method and system for increasing oil production from an oil well producing a mixture of oil and gas | |
| US11421516B2 (en) | Geothermal power generation | |
| US6035934A (en) | Method and system for separating and injecting gas in a wellbore | |
| US6189614B1 (en) | Oil and gas production with downhole separation and compression of gas | |
| US7281593B2 (en) | Method for the circulation of gas when drilling or working a well | |
| US5794697A (en) | Method for increasing oil production from an oil well producing a mixture of oil and gas | |
| US20200011573A1 (en) | Geothermal system operable between heat recovery and heat storage modes | |
| US5992521A (en) | Method and system for increasing oil production from an oil well producing a mixture of oil and gas | |
| BR112013008113B1 (pt) | método para recuperar um depósito de material combustível a partir de uma formação, aparelho para produzir um fluxo contendo co2 no fundo do poço em um poço, e sistema para gerar co2 e recuperar o dito depósito | |
| CN106837258B (zh) | 一种天然气水合物开采装置和方法 | |
| EP1119686B1 (en) | Method and system for separating and injecting gas and water in a wellbore | |
| US10260324B2 (en) | Downhole separation efficiency technology to produce wells through a single string | |
| CN104428490A (zh) | 提高的煤层甲烷生产 | |
| US11852383B2 (en) | Geothermal power from superhot geothermal fluid and magma reservoirs | |
| ES2238832T3 (es) | Metodo y sistema para aumentar la produccion de petroleo a partir de un pozo de petroleo que produce una mezcla de petroleo y gas. | |
| US6260619B1 (en) | Oil and gas production with downhole separation and compression of gas | |
| CN206957669U (zh) | 一种用于凝析气开采的管柱装置及其注气系统 | |
| US12055131B2 (en) | Geothermal power from superhot geothermal fluid and magma reservoirs | |
| US11441394B1 (en) | Downhole geothermal power generation and storage | |
| US11905805B2 (en) | Low emissions well pad with integrated enhanced oil recovery | |
| US11401791B2 (en) | Method and system for mixing liquid and gas that have been separately injected into a well comprising two coaxial cylinders and discharging the liquid/gas mixture into an underground formation | |
| CN113185956B (zh) | 一种天然气凝液作为循环介质的应用 | |
| US20210040824A1 (en) | Downhole Artificial Lift Compressor for Improving Unconventional Oil and Gas Recovery | |
| US11512635B2 (en) | Gas turbine waste heat utilization | |
| CN114439436A (zh) | 油页岩注氮气热采系统 |