MÉTODOS Y SISTEMAS PARA LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN CAMPO DE INVENCIÓN La presente invención en general se relaciona con el campo de transferencia de fluidos, y más específicamente a la transferencia de fluidos en conexión con los pozos, y más específicamente a la producción de hidrocarburos a partir de los pozos que contienen hidrocarburos. ARTE RELACIONADO Después de que se ha taladrado un pozo de producción de hidrocarburos y se ha asegurado el pozo, puede ponerse entonces en producción donde el petróleo o aceite de hidrocarburos y el gas se hacen fluir a las estaciones de proceso donde los efluentes se procesan y descargan para la venta en la forma de diferentes productos. La "producción de hidrocarburos" es una combinación de muchas operaciones. Primero, es -necesario llevar la mezcla de petróleo de hidrocarburos, gas, agua, y sólidos a la superficie. Segundo, tiene que darse mantenimiento y servicio al pozo y tiene que mantenerse en condiciones óptimas durante su vida. Tercero, debido a que los fluidos del pozo son típicamente una mezcla de petróleo de hidrocarburos, gas, agua, y en algunos casos sólidos, tienen que separarse antes del tratamiento adicional. El agua se retira, y el petróleo y el gas se tratan, miden, y
posteriormente se transportan vía diferentes medios a sus destinos o puntos de colección finales. Las situaciones de producción de hidrocarburos pueden ser diferentes bajo el mismo ambiente o en el mismo pozo dependiendo de las condiciones del fluido del pozo que pueden variar enormemente cuando se cambia el régimen de flujo. Actualmente, en el caso del petróleo de hidrocarburos, si el petróleo no está en la calidad requerida después del análisis de un laboratorio o de la especificación de un cliente, el petróleo debe almacenarse hasta que pueda llevarse a la especificación. El costo de almacenamiento en los tanques de petróleo y/o buques petroleros de crudo puede ser muy alto. El control de calidad del agua producida a partir de un pozo puede requerir monitoreo y control para asegurar la complacencia en todo momento y para mantener una historia apropiada del fluido antes de que descargue al mar. Los gases de hidrocarburos típicamente se queman si están fuera de especificación, creando posiblemente un problema del medio ambiente. Existen por supuesto sistemas de producción de hidrocarburos conocidos actualmente en uso, tales como la optimización en la ascensión de gases y/o pruebas de velocidad de flujos múltiples, sin embargo los métodos y sistemas conocidos dirigen los problemas solo periódicamente y no proporcionan monitoreo continuo y ajustes en tiempo real de
los parámetros como se describe en los métodos y sistemas de la presente invención. Lo que no se encuentra en los métodos y sistemas conocidos es el monitoreo continuo de los parámetros de la mezcla producida, la optimización de la producción de gas y petróleo de hidrocarburos, permitiendo hacer el ajuste en tiempo real de una unidad de separación, y que simultáneamente no genera producto de desecho alguno que sea inaceptable de un punto de vista del medio ambiente. Existe por lo tanto una necesidad percibida durante mucho tiempo pero que no se ha cumplido en la industria de producción de hidrocarburos para la optimización y monitoreo de la producción del pozo, incluyendo analizar las fases de petróleo, gas y agua extraídas de un pozo de hidrocarburos, y separar la mezcla de petróleo, agua y gas en porciones de petróleo, porciones de. agua y porciones de gas, cada porción respectiva siendo substancialmente solo petróleo, substancialmente solo agua, o substancialmente solo gas. Existen además la carencia de métodos y sistemas para la producción de hidrocarburos que incluyen analizar la porción de petróleo separada y determinar si la porción de petróleo separada reúne o excede los estándares predeterminados, y tratar cualquier porción de petróleo separada que no reúne o excede los estándares para lograr esos estándares, y transferir la porción de petróleo que reúne o excede los
estándares predeterminados a un destino predeterminado vía un medio económico sin incrementar los costos de producción. También sería ventajoso si los métodos y sistemas de producción de hidrocarburos pudieran desarrollarse mientras se analiza la porción de agua separada para determinar si la porción de agua reúne los estándares de agua predeterminados, y tratar cualquier porción de agua separada que no reúna los estándares para lograr esos estándares. Sería más ventajoso transferir la porción de agua tratada que reúna los estándares predeterminados a un destino aceptable ambientalmente sin la necesidad de almacenamiento y la disposición cara. Finalmente, se ha percibido durante mucho tiempo una necesidad pero que no se ha cumplido para los métodos y sistemas de producción de hidrocarburos que son modulares . BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN De acuerdo con la presente invención, se proporcionan métodos y sistemas para la producción de hidrocarburos a partir de los pozos. Puesto que los hidrocarburos son producidos del pozo, pueden estar en la forma de una mezcla de líquidos de hidrocarburos, gases hidrocarburos y no hidrocarburos, agua, y sólidos, o componentes que podrían precipitar y depositarse como sólidos en el equipo de proceso. Más específicamente, la mezcla puede comprender composiciones que comprenden hidrocarburos (incluyendo hidrocarburos amargos
que pueden incluir sulfuro de hidrógeno, mercaptanos, y otros compuestos que contienen azufre) , agua, sólidos orgánicos y/o inorgánicos, y puede incluir micelas, macromoléculas , glóbulos, resinas, asfáltenos, hidrocarburos y fluidos de base acuosa, lodos de perforación, fluidos de fracturación, y similares que tienen fases múltiples (sólido, líquido, gas, y cualquier combinación de las mismas) . La composición de la mezcla puede comprender uno o más de cada fase. Expresado de manera diferente, una composición de la mezcla puede comprender una o más fases líquidas, una o más fases sólidas, y/o una o más fases gaseosas. Los métodos y sistemas de la invención miden y, cuando es necesario modifican las condiciones de flujo de la mezcla producida para producir los hidrocarburos mientras se dispone de cualquier agua producida en una manera sensible, y amigable con el medio ambiente y de acuerdo con las leyes y regulaciones del medio ambiente. La habilidad de los métodos y sistemas dentro de la invención para tratar el agua producida para la disposición permite la producción de los pozos que ordinariamente no podría producirse debido a su presencia de agua, evitando la necesidad y el costo de barcos de transporte para la disposición del agua contaminada y evitando el riesgo de contaminación del ""medio ambiente debido a las fugas al transportar el agua contaminada desde las instalaciones de
producción de petróleo (tales como plataformas de sondeo) a los barcos . Un primer aspecto de la invención son los métodos de producción del pozo de hidrocarburos, que comprenden: analizar las fases de petróleo de hidrocarburos, gas y agua en una mezcla en las condiciones de flujo, extraídas de un pozo de hidrocarburos para determinar sus cantidades relativas . Los métodos dentro de este aspecto de la invención pueden comprender: separar substancialmente el petróleo de hidrocarburos, agua y gas de la mezcla en porciones de petróleo de hidrocarburos, porciones de agua y porciones de gas, cada porción respectiva siendo substancialmente solo petróleo, agua o gas. Otros métodos dentro de la invención pueden comprender: analizar la porción de petróleo de hidrocarburos separada y determinar si la porción de petróleo de hidrocarburos separada reúne o excede los estándares de petróleo de hidrocarburos predeterminados, y tratar cualquier porción de petróleo de hidrocarburos separada que no reúne o excede los estándares de petróleo de hidrocarburos para lograr esos estándares; y
analizar la porción de agua separada para determinar si la porción de agua reúne o excede los estándares de agua predeterminados y tratar cualquier porción de agua separada que no reúne o excede los estándares de agua para lograr esos estándares . Los métodos de acuerdo con este aspecto de la invención incluyen aquellos en donde el método opera de una manera modular. En ciertos métodos dentro de la invención cada una de la primera, segunda, y tercer etapas de análisis ocurre continuamente. En otros métodos dentro de la invención cada una de la primer, segunda, y tercer etapas de análisis ocurre simultáneamente entre si. En todavía otros métodos dentro de la invención cada una de la primera, segunda, y tercer etapas de análisis ocurre continuamente y simultáneamente entre si. Ciertos métodos dentro de la invención comprenden el transferir la porción de petróleo de hidrocarburos que reúne o excede los estándares de petróleo de hidrocarburos predeterminados a un destino de petróleo de hidrocarburos predeterminado, y transferir la porción de agua tratada que reúne o excede los estándares de agua predeterminados a un destino de agua. La transferencia del petróleo de hidrocarburos también permite la movilidad del fluido en las líneas de producción creando por consiguiente una menor presión de la línea dentro del sistema de producción, y en
casos donde los pozos están fuera del flujo crítico, puede por consiguiente tener el efecto de incrementar la producción debido a la baja contra presión. Otros métodos dentro de la invención comprenden inyectar uno o más químicos en la mezcla después de analizar las fases de la mezcla en las condiciones de flujo, extraídas del pozo de hidrocarburos y antes, y/o durante la etapa de separar substancialmente la mezcla en las porciones de petróleo de hidrocarburos, agua y gas para finalmente ayudar a convertir los hidrocarburos separados que no están en el estándar a condiciones estándar. Todavía otros métodos de la invención comprenden muestrear la mezcla para determinar sus características de presión, volumen y temperatura utilizando un analizador PVT, y para proporcionar una muestra a un analizador de aseguramiento de flujo. Aún otros métodos dentro de la invención comprenden analizar la porción de gas separada para verificar la calidad del gas y la cantidad predicha por el analizador PVT. Un segundo aspecto de la invención son sistemas modulares para la optimización de producción de hidrocarburos, que comprende : un módulo analizador de multifase para analizar las fases del petróleo de hidrocarburos, gas y agua de una mezcla en las
condiciones de flujo, extraídas de un pozo; un módulo separador para separar substancialmente el petróleo de hidrocarburos, el agua y el gas de entre sí en las porciones de petróleo de hidrocarburos, agua y gas, las porciones respectivas siendo substancialmente solo petróleo de hidrocarburos, agua o gas; un módulo analizador de hidrocarburos para analizar la porción de petróleo de- hidrocarburos separada y determinar si la porción de petróleo de hidrocarburos reúne los estándares de petróleo predeterminados, y un módulo de tratamiento que trata cualquier porción de petróleo de hidrocarburos separada que no reúna los estándares de petróleo para lograr esos estándares; y un módulo analizador de calidad de agua para analizar el agua para determinar si el agua reúne o excede los estándares de agua predeterminados y un dispositivo de tratamiento que tratan cualquier porción de agua que no reúna los estándares de agua para lograr esos estándares y Los sistemas dentro de la invención incluyen aquellos que comprenden un módulo de muestreo de flujo PVT para definir los parámetros de flujo en las condiciones estándar, y para proporcionar muestras a un módulo de análisis de aseguramiento de flujo para analizar la mezcla para la posible deposición de sólidos.
Otros sistemas dentro de la invención incluyen aquellos que comprenden un módulo de calentamiento de flujo para calentar la mezcla, cuando sea necesario, para incrementar la temperatura de la mezcla para mejorar la eficiencia de separación del módulo separador. Todavía otros sistemas dentro de la invención comprenden un módulo de inyección química para inyectar uno o más químicos en la mezcla para modificar la calidad de flujo de la mezcla en un área de tratamiento de flujo variable optimizada y definida dentro el pozo y en combinación con el módulo de tratamiento y el módulo de calentamiento de flujo para maximizar la eficiencia de separación del módulo separador y reducir la posibilidad de que las tres fases separadas no reúnan sus estándares respectivos. Aún otros sistemas dentro de la invención comprenden un analizador de gas para' el control del proceso de verificación de calidad del gas. Como se utiliza aquí, la frase "separar substancialmente el petróleo de hidrocarburos, el agua y el gas de la mezcla" se refiere a que mientras que es casi imposible separar completamente los hidrocarburos del agua (puede haber por ejemplo azeótropos o emulsiones irrompibles) , los métodos y sistemas de la invención se diseñan para optimizar la eficiencia de separación, utilizando uno o más de
sedimentación por gravedad, calor, aditivos químicos, rejas eléctricas que utilizan voltaje, y similares como es conocido en las operaciones de desalamiento de petróleo crudo. La frase "reúne o excede los estándares de petróleo de hidrocarburos predeterminados" se refiere a que el petróleo de hidrocarburos tiene características químicos y físicas aceptables para el refinamiento del petróleo crudo. Lo que es aceptable para el refinamiento de petróleo crudo puede diferir de país a país, región a región, o de hecho dentro de una refinería de petróleo crudo, dependiendo de tales parámetros como el tiempo del año, la ubicación geográfica de la refinería, los requisitos del cliente,, leyes y regulaciones, y similares. Las organizaciones de establecimiento de estándares, tales como el Instituto Americano del Petróleo (API) también puede tener estándares para determinar cuando el petróleo de hidrocarburos reúne o excede los estándares de petróleo de hidrocarburos predeterminados. De manera similar, la frase "reúne o excede los estándares de agua predeterminados" se refiere a que el agua tiene características físicas y químicas aceptables para la disposición en un , cuerpo de agua, por ejemplo un mar, océano, laguna, lago, y similares. Lo que es aceptable para la disposición de agua puede diferir de país a país, región a región, o de hecho dentro de una instalación de producción de petróleo crudo, dependiendo de tales parámetros como el tiempo
del año, la ubicación geográfica de la instalación de producción, los requisitos del cliente, leyes y regulaciones, y similares. Las organizaciones de establecimiento de estándares, tales como el Instituto Americano del Petróleo (API) también puede tener estándares para determinar cuando el petróleo de hidrocarburos reúne o excede los estándares de petróleo de hidrocarburos predeterminados . Como se utiliza aquí, el término "tratar" se refiere a que el petróleo de hidrocarburos o el agua, cuando puede ser el caso, se expone a condiciones que llevan al petróleo o al agua a una condición aceptable. "Tratar" puede incluir exponer el petróleo o el agua a condiciones químicas, físicas, mecánicas, y otras condiciones, o combinación de las mismas, permitiendo al petróleo o al agua reunir o exceder la calidad establecida por el cliente, ley, o ambos. Los aparatos y , métodos de la invención serán más aparentes sobre la revisión de la descripción detallada de la invención y las reivindicaciones que siguen. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La manera en que. pueden obtenerse los objetivos de la invención y otras características deseables se explica en la siguiente descripción y en el dibujo adjunto en que: La FIGURA 1 es un diagrama de flujo de proceso esquemático, que ilustra varias características de los métodos
y sistemas de la invención; La FIGURA 2 es un diagrama esquemático de un módulo de prueba multifase útil en los métodos y sistemas de la invención; La FIGURA 3 es un diagrama de flujo de proceso esquemático de una modalidad de un módulo separador y sistema de combustión de gases sobrantes adecuado para el uso en los métodos y sistemas de la invención; La FIGURA 4 es un diagrama de flujo de proceso esquemático de una modalidad de un módulo separador de ciclón adecuado para el uso en los métodos y sistemas de la invención; La FIGURA 5 es un diagrama de flujo de proceso esquemático de una modalidad de un módulo de refinación de agua adecuado para el uso en los métodos y sistemas de la invención; y La FIGURA 6 es un diagrama de flujo de proceso esquemático de un módulo de llenado de tanque por gravedad adecuado para el uso en los métodos y sistemas de la invención. Se notará, sin embargo, que los dibujos anexos no están a escala y solo ilustran las modalidades típicas de esta invención, y por consiguiente no deben considerarse limitantes
de su alcance, y la invención puede admitir otras modalidades igualmente efectivas. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN En la siguiente descripción, se establecen numerosos detalles para proporcionar un entendimiento de la presente invención. Sin embargo, se entenderá por aquellos experimentados en el arte que la presente invención puede practicarse sin estos detalles y pueden ser posibles numerosas variaciones o modificaciones de las modalidades descritas. En la especificación y en las reivindicaciones anexas, los términos "conectar" , "conexión" , "conectado" , "en conexión con" , y "conectando" se utilizan para referirse "en conexión directa con" o "en conexión vía otro elemento" ; y el término "grupo" se utiliza para referirse a "un elemento" o "más de un elemento". Como se utiliza aquí, los términos "arriba" y "abajo", "superior" e "inferior", "ascendentemente" y "descendentemente", "corriente arriba" y "corriente abajo"; "por encima" y "por debajo"; y otros términos similares que indican posiciones relativas por encima o por debajo de un punto o elemento dado se utilizan en esta descripción para describir más claramente algunas modalidades de la invención. Sin embargo, cuando se aplican al equipo y a los métodos para el uso en los pozos que son desviados u horizontales, tales
términos pueden referirse a izquierda a derecha, derecha a izquierda, u otra relación según sea apropiado. Las modalidades del método y de los sistemas de la presente invención pertenecen a la producción de pozos de producción de hidrocarburos y a las técnicas correspondientes para extraer y procesar los contenidos de los mismos. Primero, una mezcla que comprende petróleo y gas de hidrocarburos, agua, sólidos, y similares se lleva a la superficie. Segundo, se proporciona servicio para mantener el pozo en condiciones óptimas durante su vida. Tercero, debido a que los fluidos del pozo son una mezcla, se separan antes del tratamiento adicional . El agua .se retira en una manera aceptable ambientalmente , y el petróleo y el gas se tratan, miden, y posteriormente se transportan vía diferentes medios a sus respectivos destinos o puntos de colección finales. Ciertas modalidades del método y del sistema de la presente invención aplican a la segunda y tercera etapa simultáneamente y comprenden medir y modificar las condiciones de flujo para optimizar las condiciones de producción y también para optimizar el proceso de separación y la disposición del agua producida de una manera responsable y amigable con el medio ambiente que siga las leyes y regulaciones del medio ambiente.
Refiriéndose ahora a las figuras de los dibujos, la FIGURA 1 es un diagrama de flujo esquemático que ilustra una modalidad 1 de los métodos y sistemas de la invención. Una mezcla que comprende hidrocarburos, agua producida, sólidos, y similares se produce a partir de un pozo 2 y se dirige vía un conducto 3 a un módulo 4 de calentamiento, el cual puede estar o no en servicio dependiendo de las características de la mezcla. La mezcla o una porción de la misma se dirige entonces a través de un conducto 5 a un módulo 6 de prueba multifase, donde se mide la cantidad de cada fase (líquido, gas, sólido) . La mezcla o una porción de la misma se hace pasar entonces vía el conducto 7 a un módulo 8 analizador para medir los parámetros que podrían indicar que puede ser necesaria la adición química. Pueden medirse parámetros tales como el pH, contenido de sal, gravedad específica, y similares. Otros parámetros serán aparentes para aquellos de habilidad ordinaria en el arte de procesamiento de hidrocarburos. La mezcla pasa entonces vía un conducto 9 a un módulo 10 separador, el cual puede incluir uno o más recipientes (solo se indica uno en la FIGURA 1) . Puede medirse la temperatura de varias corrientes mediante los sensores de temperatura, indicados en la FIGURA 1 por pequeños puntos en los conductos . Un sensor de temperatura, designado como ?? en el conducto 3, mide la
temperatura de la mezcla producida mientras que alcanza la superficie y antes de entrar al módulo 4 de calentamiento. Pueden colocarse otros sensores de temperatura en el fondo de la perforación del pozo 2, como es conocido en el arte de producción de hidrocarburos, para monitorear la temperatura de varias ubicaciones en el pozo o depósito que está produciendo. Las varias temperaturas pueden monitorearse localmente y/o de manera remota en una ubicación centralizada, tal como una ubicación del cliente u operador. Las temperaturas, velocidades de flujo, datos multifase, características de la mezcla producida, y similares, pueden comunicarse vía comunicación alámbrica o inalámbrica a esa ubicación según se desee . Refiriéndose de nuevo a la FIGURA 1, el petróleo de hidrocarburos, habiendo sido substancialmente separado de los otros constituyentes de la mezcla por el módulo 10 separador, se dirige vía el conducto 11, una bomba 12, y el conducto 13 a un módulo 13 analizador de calidad de petróleo. Si el petróleo de hidrocarburos no reúne o excede las especificaciones designadas por el operador, puede quemarse dirigiéndolo a través de un conducto 15 a una combustión 16 de gases sobrantes. Si el petróleo de hidrocarburos reúne o excede las especificaciones, el petróleo puede dirigirse vía un conducto 17 a una instalación 18 de colección, la cual puede ser una
tubería, recipiente de alta mar, uno o más tanques y similares . El agua producida, y cualquier agua que se puede haber agregado a la mezcla producida, se dirige del módulo 10 separador vía un conducto 19 a un primer módulo 20 analizador de agua (solo una porción del agua necesita pasar a través del analizador) . El primer analizador 20 de agua determina si el agua separada tiene menos que aproximadamente 2 por ciento de petróleo; si hay demasiado petróleo presente, el agua se regresa a la unidad 10 de separador vía un conducto 21. Si el contenido de petróleo está debajo de aproximadamente 2 por ciento, el agua se dirige vía un conducto 23 a una planta de tratamiento de agua en sitio que comprende un módulo 22 de eliminación de petróleo del agua, módulo 28 de refinación de agua, y llenado 32 de tanque por gravedad. El modulo de eliminación de petróleo del agua puede comprender cualquier medio conocido para la eliminación de petróleo del agua, tal como uno o más filtros de arena, separadores de ciclón, y similares. El agua separada del petróleo en el modulo 22 de eliminación de petróleo puede pasar entonces (o puede pasar una porción de la misma) a través de un segundo módulo 24 analizador de calidad de agua, el cual verifica si el agua sin petróleo del módulo 22 reúne o excede las especificaciones para la disposición en la cuenca hidrográfica local. Si el
agua es aceptable se dirige a través del conducto 27 para la disposición en un conducto 26 de agua principal, y se pasa al océano u otro cuerpo de agua. Si el agua separara en el modulo 22 de eliminación de petróleo no es aceptable, el agua sin petróleo se dirige a través de un conducto 29 a un segundo módulo 28 de tratamiento de agua, tal como un módulo de refinación de agua. Los módulos de refinación de agua son conocidos en varias artes, y pueden comprender resinas de intercambio iónico, por ejemplo. De nuevo se verifica la calidad de agua dirigiendo el agua refinada, o una porción de la misma, a través de un conducto 31 a un tercer analizador 30 de calidad de agua, y se analiza para determinar si el agua refinada del módulo 28 de refinación de agua reúne o excede las especificaciones para la disposición en la cuenca hidrográfica local. Si el agua refinada es aceptable se dirige a través del conducto 27 para la disposición en un conducto 26 de agua principal, y se pasa al océano u otro cuerpo de agua. Si el agua separara en el módulo 28 de refinación de agua no es aceptable, el agua refinada se dirige a través de un conducto 33 a un tercer módulo 32 de tratamiento de agua, tal como uno o más tanques de gravedad. De nuevo se verifica la calidad de agua dirigiendo el agua sedimentada por gravedad, o una porción de la misma, a través de un conducto 35 a un
cuarto analizador 34 de calidad de agua, y se analiza para determinar si el agua del módulo 32 de llenado de tanque por gravedad reúne o excede las especificaciones para la disposición en la cuenca hidrográfica local . Si el agua sedimentada por gravedad es aceptable se dirige a través del conducto 27 para la disposición en un conducto 26 de agua principal, y se pasa al océano u otro cuerpo de agua. Si el agua sedimentada por gravedad todavía no es aceptable para la disposición puede dirigirse de vuelta al modulo 22 de eliminación de petróleo del agua vía el conducto 37, bomba 38, y el conducto 39. El petróleo de hidrocarburos separado en el modulo 22 de eliminación de petróleo puede dirigirse a un módulo 40 de prueba mediante un conducto 41 y bombea 42a para determinar si reúne o excede las especificaciones deseadas, y si lo hace, se dirige vía un conducto 45 a un llenado de tanque por tubería, u otro módulo 18 de colección de petróleo. De manera similar, el petróleo de hidrocarburos separado en el módulo 28 de refinación de agua y llenado 32 de tanque por gravedad puede dirigirse al módulo 40 de prueba de petróleo por conductos separados y las bombas 42b y 42c, respectivamente para determinar si reúne o excede las especificaciones deseadas, y si lo hace, se dirige vía un conducto 45 a un llenado de tanque por tubería, u otro módulo 18 de colección de petróleo.
Si el petróleo separado no reúne o excede la especificación, puede dirigirse al separador 10 vía el conducto 43. Una planta de tratamiento de agua que incorpora las características anteriormente nombradas permite: (a) la producción de pozos que de otra manera no serían viables debido a una presencia de agua; (b) la prevención de una necesidad, y costo de barcos de transporte para transportar/disposición del agua contaminada; y (c) la prevención de un riesgo de contaminación del medio ambiente debido a las fugas asociadas con el transporte del agua contaminada desde una plataforma de sondeo de petróleo u otra instalación de producción a los barcos. El petróleo separado a partir del separador 10 puede dirigirse vía un conducto 11, bomba 12, y el conducto 13 a un módulo 14 analizador de petróleo para la prueba, para determinar si el petróleo reúne o excede los estándares exigidos por el operador o comprador del petróleo. Si el petróleo reúne o excede los estándares, puede dirigirse entonces vía el conducto 17 a una instalación 18 de colección de petróleo, pero si no reúne o excede los estándares, el petróleo puede dirigirse al sistema 16 de combustión de gases sobrantes . Substancialmente todo el gas en la mezcla del efluente se separa de la mezcla en el separador 10 y se dirige vía un
conducto 47 a un analizador 44 de gas. Si el gas no reúne las especificaciones de gas de combustible u otras especificaciones predeterminadas, puede dirigirse a un sistema 16 de combustión de gases sobrantes vía el conducto 71. Sin embargo, si el gas reúne las especificaciones puede dirigirse directamente a una instalación 48 de colección de gas vía un conducto 51, o puede dirigirse vía el conducto 47 a un módulo 46 de compresión para la carga automática de energía antes de que se envíe a través del conducto 49 a la instalación 48 de colección de gas . El analizador 44 de gas también puede ayudar a controlar la presión del sistema, en particular la presión en el separador 10, vía una conexión 61 de control, sirviendo como una retención en un dispositivo 54 de muestreo activo PVT. El módulo 56 de aseguramiento de flujo también puede utilizarse para monitorear la mezcla del efluente a través de una conexión 65 de muestra para determinar la probabilidad de deposición de sólidos a partir de materiales tales como los asfáltenos y similares. Refiriéndose ahora a las FIGURAS 2-6, pueden verse más características de los métodos y sistemas de la invención. La FIGURA 2 ilustra un módulo 6 de prueba multifase útil en los métodos y sistemas de la invención, en esta modalidad que emplea un venturi 80 para crear una región de baja presión
para permitir la medición del volumen o masa total del efluente que entra en el sistema sin la necesidad de ninguna separación de la mezcla. Un dispositivo 54 de muestreo activo puede utilizarse para dirigir el análisis PVT de la mezcla del efluente. El módulo 6, de prueba multifase mide el flujo en tiempo real y puede tener una frecuencia de examinación en el orden de 10 a 1000Hz, más particularmente de aproximadamente 10 a aproximadamente 100HZ. Puede emplearse una frecuencia de examinación de 45Hz. Los resultados pueden transmitirse vía telemetría alámbrica o inalámbrica a una ubicación tal como la oficina de un operador o de un cliente para constante monitoreo de las velocidades de flujo y para la detección temprana del declive de la producción. La calidad del petróleo y del gas se monitorea utilizando el dispositivo 54 de muestreo activo para determinar la composición del petróleo y del gas y para asegurar que están en línea con los estándares o requisitos de producción. El dispositivo 54 de muestreo activo también actúa como una verificación de calidad debido a que realiza el análisis en las condiciones de línea y puede determinar los parámetros correctos de la condición de línea a las condiciones estándar (por ejemplo Bo es un factor de corrección de petróleo, Bg es un factor de corrección de gas, y Bw es un factor de corrección de agua) para proporcionar el cálculo de datos
apropiado de las condiciones de línea a las condiciones estándar. Si en el análisis se detecta que el gas puede contener impurezas que pueden contaminar la producción puede entonces desviarse opcionalmente al sistema de combustión de gases sobrantes a través de un conducto 71 como se ilustra en la FIGURA 1 para ser quemado, y puede utilizarse el análisis continuo para monitorear el flujo de gas para definir cuando pudiera regresar el gas a las condiciones normales de producción sin la necesidad de la combustión de gases. Refiriéndose a la FIGURA 3, después de la prueba por el módulo 6 de prueba multifase, la mezcla del efluente se pasa entonces al separador 10 de fases vía el conducto 9 donde se separa la mezcla del efluente, y donde se mide el petróleo y el gas para ver si alcanzan los estándares de calidad. El petróleo de hidrocarburos separado se dirige vía el conducto 11, bomba 12, conductos 13 y, si reúne o excede las especificaciones, a través del conducto 17 a la instalación de colección de petróleo. Si el petróleo no reúne o excede la especificación se dirige vía el conducto 15 a los quemadores 90 del sistema de combustión de gases sobrantes (se ilustran cuatro quemadores 90a,, 90b, 90c, y 90d) . Los métodos y sistemas de la invención pueden usar de uno a 20 quemadores, o más si es necesario. Se suministra aire comprimido vía un conducto 88. Las válvulas 87 y 89 de retención en los
conductos de petróleo y aire comprimido, respectivamente, pueden proporcionarse para seguridad. El petróleo fluye desde el separador 10 bajo el control de un controlador 92, 94 que indica el nivel, vía una válvula 95 de control. Otro controlador 83, 84 que indica el nivel se utiliza para controlar la transferencia del agua separada. El separador 10 puede incluir una alarma 81 por alto nivel y una alarma 82 por nivel bajo, así como un vidrio 85 para visibilidad en agua y un vidrio 86 para visibilidad en petróleo. Un controlador 96 de contra presión mantiene la presión en el separador 10. Un primer módulo de una planta de tratamiento de agua se ilustra en la FIGURA 4, la cual ilustra el módulo 22 de eliminación de petróleo del agua, el cual en esta modalidad es un ciclón para la eliminación de petróleo. Los ciclones para la eliminación de petróleo se accionan por presión de agua de entrada y utilizan una caída de presión a través del ciclón para proporcionar la energía o fuerza de impulsión para provocar la separación petróleo-agua. Normalmente, la presión del sistema se utiliza para proporcionar la presión de impulsión, pero si es demasiado baja (<60 psi / 4 Bar) , puede utilizarse una bomba para incrementar la presión de alimentación. Típicamente, se utilizan las bombas centrífugas de una sola fase, donde las presiones son demasiado bajas. Un ciclón de eliminación de petróleo adecuado es aquel conocido
bajo la designación comercial CYCLONIXX®, producido por Process Group, Victoria, Australia, el cual incluye una sección de entrada tangencial en donde el agua entra a través del conducto 23, y se obliga a girar rápidamente, generando altas fuerzas centrípetas. Estas fuerzas, combinadas con la forma ahusada del perfil interno, aceleran el giro o rotación. Esto fuerza eficazmente al agua fuera del eje del centro a las paredes exteriores del módulo 22, y fuerza al petróleo de baja densidad al centro 22a central que se forma a lo largo del eje del ciclón de eliminación de petróleo. El agua se mueve en espiral hacia abajo de la sección ahusada del ciclón y sale vía la boquilla de salida de agua limpia y el conducto 25. El núcleo central de petróleo es empujado en la dirección inversa por la contra presión en la salida de agua, por ejemplo causada por el controlador 102 que indica el nivel y su válvula 104 de control asociada. Una conexión de aire de instrumentos se ilustra en 107. En la FIGURA 4, el conducto 109 y 105 son válvulas de alivio de seguridad del equipo que se va a ventear a un área segura. El conducto 107 suministra el suministro de aire a 150 psi para toda la instrumentación. El conducto 23 es la entrada del módulo al cual el agua entra para ser tratada y acondicionada para la disposición. El conducto 25 se utiliza para desechar el agua al mar si cumple con los estándares del
cliente o gubernamentales o continua al conducto 24 como se ilustra en la FIGURA 5. El conducto 103 dirige el petróleo recuperado del sistema que se va a re-inyectar en una línea de producción o salida de petróleo del módulo 22 como el proceso de recuperación secundario. Un corriente de agua aceitosa secundaria puede salir del módulo 22 vía un conducto 25' . La corriente de agua aceitosa secundaria puede fluir a un dispositivo óptico 22c de coalescencia opcional para ayudar a incrementar la separación de gotas de petróleo en el agua para incrementar la eficiencia del módulo 22 después de lo cual se envía entonces a través del conducto 41' al hidrociclón 22a vía la bomba 42a y a través de un orificio 22b. El flujo es principalmente controlado por este tamaño de orificio, pero también puede regularse por una válvula de control, y puede establecerse para permitir un flujo a 2-4 por ciento del flujo de entrada. El petróleo rechazado se dirige vía el conducto 101 y se puede incrementar la presión de rechazo de petróleo mediante una bomba 42a1 antes de que se dirija fuera del módulo de eliminación de petróleo a través del conducto 43. Los conductos 45, 45', y 45" son conductos de alivio de presión . Las fuerzas gravitacionales generadas dentro del hidrociclón 22a de eliminación de petróleo son muy altas, y por consiguiente estos ciclones de eliminación de petróleo
pueden instalarse verticalmente , horizontalmente o en estructuras movibles. Algunos de los factores importantes involucrados en el diseño y selección del proceso de un ciclón de eliminación de petróleo son la presión disponible/caída de presión, el tamaño y distribución de gotas de petróleo, viscosidad/temperatura del líquido, y el diámetro del ciclón y la recuperación de petróleo requerida. Usualmente se prefiere utilizar la presión completa del sistema para accionar el ciclón de eliminación de petróleo para maximizar la recuperación de petróleo y el rendimiento. El sitio preferido para localizar los ciclones en un proceso es sobre la línea de salida de agua del separador, corriente arriba de una válvula de control de nivel. Esto usualmente proporciona la mayor capacidad con el cizallamiento mínimo por gotas. Las presiones de operación para los ciclones de eliminación de petróleo conocidos bajo la designación comercial Ciclón de Eliminación de Petróleo CYCLONIXX® están definidas por la proporción de diferencial de presión (PDR) . La PDR está definida como:
P. ENTRAD A - P. RECHAZO PDR = P. ENTRADA - P. SALIDA
Donde : P. entrada = Presión a la entrada del Ciclón de Eliminación de Petróleo .
P. Rechazo = Presión a la salida de la Corriente de Petróleo de Rechazo, P. Salida = Presión de la corriente de Salida de Agua. La PDR debe mantenerse en el rango de 1.7—1.8. El agua sin petróleo del módulo 22 de eliminación de petróleo sale del módulo de eliminación de petróleo via el conducto 25 y se analiza por un segundo analizador 24 de agua (FIGURA 5) . Si el agua sin petróleo no reúne o excede las especificaciones se dirige vía el conducto 29 y, si es necesario, una bomba 29a de sobrealimentación, a un módulo de refinación de agua que comprende las unidades 120, 122 de filtración de entrada, el conducto 123, y los módulos 124 y 125 de refinación de medios; los últimos pueden arreglarse en arreglo de flujo en series o en paralelo. El conducto 123 alimenta el agua sin petróleo inicialmente filtrada al módulo 124, y el conducto 125 alimenta el agua del producto del módulo 124 a otro módulo 126 a través del conducto 125. Puede tomarse una muestra vía una conexión 127 de muestra. Si el agua no reúne o excede la especificación continúa siendo dirigida en el conducto 125 al segundo módulo 126 (pueden emplearse más o menos que dos módulos) : si el agua probada en la conexión 131 de muestra aún reúne o excede las especificaciones, puede dirigirse vía el conducto 33 al llenado de tanque de sedimentación por gravedad 32a y 32b
(FIGURA 6) . Después de sedimentar por gravedad, el agua se hace fluir a través del conducto 35 y se prueba por otro analizador 34 de agua. Si el agua reúne o excede las especificaciones para la disposición local, se dirige a través del conducto 27 al océano u otro depósito 26 (FIGURA 1) . Sin embargo, si el agua aún no reúne o excede las especificaciones, puede reciclarse a la unidad 22 de eliminación de petróleo del agua vía una bomba 38 y el conducto 39. En ciertas modalidades es ventajoso monitorear y ajustar continuamente la producción, por ejemplo, en la optimización en la ascensión de gases y/o pruebas de velocidad de flujos múltiples. Por ejemplo, una modalidad de la presente invención optimiza tanto la producción de petróleo como la producción de gas, permite monitoreo constante de los módulos del sistema, permite hacer los ajustes en tiempo real, y simultáneamente genera los productos de desecho aceptables, puesto que el sistema integrado puede disponer seguramente de ellos. Un pozo de hidrocarburos generalmente necesita ser probado para decidir si puede colocarse en la fase de producción. Los métodos y sistemas descritos aquí pueden utilizarse en ambas fases; de prueba y de producción para: a) minimizar el tiempo y costo e incrementar la exactitud de la fase de prueba, para una porción o para la vida completa
de la fase de producción del pozo, con mediciones exactas de las propiedades principales del flujo probado a varios regímenes de flujo, definiendo los parámetros críticos para el diseño del régimen de producción; y b) operar la fase de producción utilizando varios subsistemas o módulos, midiendo y modificando las condiciones de flujo para maximizar la producción de petróleo, y para operar los módulos del sistema de separación y la disposición del agua producida en una manera responsable y amigable con el medio ambiente mientras que reúne o excede las leyes y regulaciones del medio ambiente. Dentro de la fase de producción, los métodos y sistemas de la invención ayudan a mejorar la producción de petróleo de hidrocarburos y gas utilizando mediciones, monitoreo y transporte de los hidrocarburos a sus destinos finales, y en ciertas modalidades utilizan sub-sistemas y métodos modulares, dependiendo de diferentes ubicaciones y ambientes de producción. Una situación de producción puede ser diferente bajo las mismas condiciones ambientales si la mezcla del efluente del pozo es variable en composición, temperatura, presión, y similares. Las condiciones del fluido del pozo pueden variar enormemente si se cambia el régimen de flujo. Los métodos y sistemas de la invención se basan en algunos o
todos de los siguientes sub-sistemas , cada uno de los cuales puede ser modular: a) un módulo de separación de cuatro fases amigable con el medio ambiente de alta eficiencia (las cuatro fases siendo una fase que comprende substancialmente petróleo de hidrocarburos, una segunda fase que comprende substancialmente gas o vapor de hidrocarburos, una tercera fase que comprende substancialmente agua, y una cuarta fase que comprende substancialmente sólidos) que incluye analizadores de medición de flujo de masa exactos; tanques que no requieren calibración para reducir el impacto ambiental y para facilitar la separación de fases en espacio limitado (tales como en plataformas de producción de hidrocarburos fuera de la costa, por ejemplo) ; y que pueden asegurar la separación continua del gas, petróleo, agua y sólidos con base en diferentes parámetros físicos de las fases, tales como las densidades, y se adaptan a las condiciones dinámicas de las varias condiciones de producción, desde las purificaciones tempranas en la fase de prueba hasta la producción estable en etapa tardía; b) una planta de tratamiento de agua, que como se describe aquí, permite, la disposición del agua producida en una manera responsable y amigable con el medio ambiente mientras que reúne o excede las leyes y regulaciones del medio
ambiente y también permite: la producción de pozos que de otra manera no podrían producir debido a la presencia de agua; la prevención de la necesidad, y costo de barcos de transporte para la disposición de agua contaminada; y la prevención del riesgo de contaminación del medio ambiente debido a las fugas asociadas con el transporte del agua contaminada desde las plataformas de producción de hidrocarburos fuera de la costa (y similares) a los barcos ; c) un sistema y método de combustión de gases ecológicamente aceptable, el cual permite verificar la calidad de producción y la disposición ecológicamente aceptable antes de que el flujo de producción se envíe en las tuberías de producción. Para mejorar la eficiencia del proceso de separación e incrementar la energía del fluido, tanto para la combustión de gases ecológicamente aceptable y como para el transporte en la tubería de producción de petróleo, puede incluirse una etapa de bombeado o sobrealimentación; d) un módulo de compresión y verificación de calidad de gas, para incrementar la eficiencia del módulo de separación y asegurar el control de calidad antes de que se envíe el gas en las tuberías de producción de gas; e) un módulo de medición de flujo multifases, el cual permite la medición continua de la velocidad de las fases individuales en un pozo sin separación previa;
f) el módulo de verificación de calidad de flujo después del módulo de medición multifases ; g) el módulo de calentamiento de flujo, utilizado, cuando sea necesario, para incrementar la temperatura del flujo de la mezcla de efluente para mejorar la eficiencia de separación; h) el módulo de . inyección química para modificar las calidades de flujo en una región de tratamiento de flujo variable optimizada y definida dentro del pozo, y, trabajando en combinación con el módulo de tratamiento de flujo y el módulo de calentamiento de flujo para maximizar la eficiencia del proceso de separación completo; i) un módulo de muestreo de flujo PVT que permite el análisis de aseguramiento de flujo y el control del proceso de verificación de calidad del gas y la definición de los parámetros de flujo en condiciones estándar. El módulo de muestreo de flujo PVT puede utilizar tecnología libre de mercurio para reducir los riesgos a la salud, a la seguridad y al medio ambiente asociados y debe permitir: el análisis temprano del fluido para la colección de datos de Presión-Volumen-Temperatura (PVT) con entrega de resultados de PVT de alta calidad dentro de un tiempo razonable; la producción de un informe extenso del análisis del fluido con una pequeña cantidad de fluido del depósito de una sola fase; y
proporcionar validación de la calidad de muestra del fluido del depósito en sitio; y j) uno o más módulos de monitoreo de temperatura, en particular sobre una o más corrientes que fluyen hacia dentro y fuera de los varios módulos para monitorear el flujo, la temperatura, y otros parámetros, y para evaluar la eficiencia del módulo y del proceso y cualquier posible cambio de proceso adicional para mejorar la eficiencia. El módulo de análisis de aseguramiento de flujo debe definir, con un proceso multidisciplinario que involucra el muestreo, análisis de laboratorio, e ingeniería de producción, el comportamiento de fases y las propiedades físicas de las ceras y asfáltenos (causas fundamentales de los problemas de aseguramiento de flujo) para asegurar la producción ininterrumpida con un estudio de modelado para construir los modelos termodinámicos del fluido para validar las mediciones experimentales de la cera y del asfalteno y establecer los regímenes de presión, temperatura y proporción-gas-líquido (GOR) donde estos sólidos impactarán a la administración del campo de producción. El aseguramiento de flujo del campo petrolífero caracteriza la operabilidad y fiabilidad de los sistemas de producción de petróleo de hidrocarburos y/o de gas. La precipitación, deposición, emulsión, espumado, corrosión, erosión, inhibición, reología, y flujo complejo de
fases múltiples de sólidos orgánicos e inorgánicos (cera, asfáltenos, hidratos, incrustación, y similares) son algunos de los problemas importantes relacionados al aseguramiento de flujo. Muchos problemas de flujo se deben a la precipitación de hidratos, cera, asfalteno e incrustación, lo que pueden llevar a la deposición en la tubería interna y otras superficies de equipo, provocando reducción de presión, producción más lenta, y finalmente tapado. Además, la elevada viscosidad a bajas temperaturas (gelificación) representa problemas reológicos potenciales, lo que pueden llevar al taponamiento. Schlumberger ha utilizado el sistema conocido como el Sistema de Control y Deposición de Sólidos Orgánicos (OSDC) , descrito más completamente en las Patentes Norteamericanas Nos. 6,959,588 y 7,150,183, para identificar, producir y controlar ambos depósitos de cera y asfalteno en depósitos muy prácticos así como las condiciones de transporte. Los resultados experimentales utilizando el sistema conocido como OSDC fueron comparados contra datos de campo y se encontró que son conservadores, todavía superiores cuando se comparan a cualquier otro método tal como circuitos de flujo, dedo frío y tanques de agitación. La retroalimentación de las principales compañías petroleras fue muy alentadora. Los datos experimentales de petróleo crudo, los cuales son caros para muestrear, son invaluables. A pesar
del éxito del aparato conocido bajo la designación comercial OSDC, el sistema tiene numerosas limitaciones en términos de ser capaz de enfrentarse con el mercado que evoluciona continuamente y de rápido crecimiento. El alto costo de la colección de muestras de petróleo crudo y su singularidad le hace crucial y desafiante para la industria para minimizar los riesgos no solo de la pérdida de la muestra, sino de manera más importante para extraer la máxima información posible de éstas. Se desea una capacidad para controlarse, hardware más poderoso, plan mejorado y geometría mejorada para lograr la calidad de datos ideal y mayor rentabilidad. A pesar del éxito del aparato de Schlumberger conocido bajo la designación comercial OSDC, el sistema tiene numerosas limitaciones en términos de ser capaz de enfrentarse con el mercado que evoluciona continuamente y de rápido crecimiento. Los módulos de aseguramiento de flujo descritos en la Solicitud de Patente Norteamericana del cesionario, número de serie 11/674700 archivada el 14 de febrero del 2007 dirige uno o más de las siguientes limitaciones del OSDC: la no adaptabilidad (capacidad limitada de escalamiento para las tuberías similares disponibles, no transferible a campo o al fondo del pozo, y superficie de deposición de un solo tipo, fija, incapaz de ensamblar depósitos en superficies múltiples); solo proceso de una fase; muestra de petróleo
procesado estático y no renovado (sin alimentación fresca o alimentación directa) ; geometría voluminosa; limitación para realizar la deposición de cera y asfalteno, con alto conservatismo para la deposición del asfalteno (no apropiado para las incrustaciones, hidratos, y petróleo pesado); sistema de proceso de balance de calor limitado; realización de transferencia de calor del calentador limitada; pérdida de calor extrema; transferencia de calor lenta; torsión limitada; incapacidad de detectar y monitorear cualquier aumento de la deposición; factor de velocidad de aspecto de alto agotamiento, rendimiento conservador; procedimiento de colección débil de muestras procesadas para el trabajo analítico; incapacidad de procesar la cuantificación de las muestras a través de un buen balance de masa; ninguna realización de co-deposición; ningún rendimiento de mezclado; proceso de inyección de crudo, químicos requeridos, uno o más gases presurizados , u otros fluidos. Para resolver estos problemas, el módulo de aseguramiento de flujo inventado como se describe en la Solicitud de Patente Norteamericana de cesionario número de serie 11/674700, archivada el 14 de febrero del 2007, que comprende un cilindro interno y uno externo posicionados entre la primer y segunda porciones extremo, al menos uno de los cuales puede rotar y formar así un dispositivo de Couette-Taylor, el cilindro
interno tiene una superficie exterior, el cilindro externo tiene una superficie interior, una cámara o celda de alimentación directa de muestra anular formada entre las superficies, opcionalmente la cámara tiene un volumen variable, el dispositivo tiene una entrada y salida de muestras; y una sonda no intrusa detectar la deposición de sólidos en al menos una de las superficies durante el flujo de muestras a través del aparato. Las sondas no intrusas ejemplares incluyen las sondas acústicas, sondas térmicas, y similares. La superficie o superficies de la deposición pueden removerse de estos aparatos, y el aparato es capaz de evaluar las muestras a temperaturas que están dentro del rango de -40°C o menos hasta 250°C o mayor, y presión que está dentro del rango de vacío parcial hasta lOOMPa, en condiciones de alto corte ilimitadas. Ciertos aparatos pueden tener geometría de cámara de alimentación directa adaptable, refiriéndose a que el flujo de la muestra a través de la cámara puede modificarse en volumen y forma, ya sea fuera de línea, o, de manera más importante en línea durante la prueba. El volumen de la cámara de alimentación directa puede cambiarse, por ejemplo, cambiando el radio del cilindro interior (en ocasiones referido aquí como un huso) , cambiando el radio del cilindro exterior, o ambos. En ciertas modalidades, solo una poción de la cámara de alimentación directa puede ser variable
en volumen y/o forma. En otro aparato dentro de la invención, los cilindros interno y externo, así como cualquier otro componente expuesto a una muestra, puede ser compatible con el H2S . Los aparatos adecuados incluye aquellos que comprenden un flujómetro y controlador de flujo que permiten al operador la opción de producir una condición de flujo variable o continua, variando una o más de otras variables independientes que influyentes, incluyendo pero no limitado a, temperatura, presión, corte, tipo de superficie, rugosidad de la superficie, composición química, tal como la inclusión de inhibidores e inductores químicos (por ejemplo agua, solventes, y similares) . Ciertos aparatos pueden incluir una o más boquillas de inyección química, adjuntas a las bombas y depósitos de varios fluidos que pueden agregarse a la muestra virgen que fluye a través de la cámara. El aparato puede incluir boquillas para inyección de gases, líquidos, lechadas, emulsiones, y sólidos en la forma de soluciones. Ciertos aparatos son capaces de realizar el monitoreo y análisis de la deposición de sólidos a cualquier régimen de flujo incluyendo el flujo de múltiples fases (gas-líquido-sólido) . Ciertos aparatos pueden incluir un cilindro externo que tiene una superficie interior, expuesto a la muestra de flujo, la cual tiene dos o más tipos de superficie y rugosidad de la superficie. Otros aparatos pueden incluir una superficie de
deposición de sólidos removible. Los aparatos pueden equiparse con conexiones que permiten atar el aparato a una herramienta de completación y otras herramientas para el fondo de la perforación, o tubos o tuberías, tales como tuberías en serpentín. Ciertas modalidades pueden ser adecuadas para el uso en una torre de perforación de petróleo o gas de hidrocarburo en funcionamiento. Los aparatos pueden incluir un motor de torsión variable para variar la torsión del cilindro rotatorio (interior o exterior, o ambos a través del engranaje adecuado) , permitiendo al aparato investigar los depósitos de sólidos de petróleos de hidrocarburos pesados, hidratos, y otras composiciones de altas viscosidad. Ciertos aparatos pueden comprender suministro de energía térmica capaz transferir calor más rápidamente a la cámara de alimentación directa que el aparato conocido previamente, mejorando el aislamiento para evitar las pérdidas de calor. Los aparatos pueden exhibir efecto de agotamiento reducido debido al balance de masa, mientras que el diseño de alimentación directa permite al aparato imitar la tubería de producción actual. Ciertos aparatos pueden incluir uno o más sub-componentes para la detección y cuantificación de precipitados en la cámara de muestra. Los sub-componentes adecuados para la detección y cuantificación de precipitados incluyen, pero no se limitan a detectores basados en métodos
ópticos, métodos acústicos, métodos ultrasónicos, métodos visuales, y similares. Los aparatos adecuados pueden analizar muestras de flujo de una sola o múltiples fases, y ciertos aparatos pueden analizar muestras de flujo que depositan uno o más sólidos (mono- y co-deposición) , en donde la co-deposición se puede formar en capas (una depósito traslapando otro depósito) o no formarse en capas (un depósito en una ubicación de la superficie y otro depósito en una ubicación diferente de la superficie) . El aparato también puede simular los fluidos mezclados a través de la provisión de boquillas, bombas, y otras y conexiones de flujo adecuadas. Los métodos y sistemas de la invención apuntan a maximizar la producción de petróleo y gas, y a la disposición del agua producida, de un pozo productor de hidrocarburos, con una o más mediciones, calentamiento, separación de fases, inyección química, monitoreo, combustión de gases, tratamientos de fluido, carga automática de energía de los flujos tratados y transporte de los hidrocarburos a un destino final, y en ciertas modalidades apuntan a maximizar la producción de petróleo y gas y a la disposición del agua producida de una manera modular, dependiendo de diferentes situaciones y ambientes de producción de hidrocarburos y agua. En relación a esas metas, el fluido de efluente del pozo se hace fluir inicialmente al medidor de múltiples fases (FIGURA
1) donde las fases, por ejemplo, todas las fases, se miden sin separación y en condiciones de línea reales. Las muestras pueden tomarse en el medidor utilizando un muestreo ASD para validar las condiciones de línea y el comportamiento a la presión actual y para asegurar que se validan y corrigen los factores de conversión de las condiciones de línea a las condiciones estándar. Dependiendo del tipo de fluido, por ejemplo, si se pueden encontrar emulsiones pesadas o demasiado viscosas y se puede necesitar la intervención de químicos para hacer más fácil la fluidez y la separación. Los químicos pueden inyectarse en el fondo de la perforación del pozo utilizando un tubo a la dosis requerida para utilizar el mismo pozo como el área de tratamiento de flujo y para asegura la distribución apropiada del químico dentro del efluente para lograr el efecto requerido. Al entrar el efluente en el separador (FIGURA 3) el efluente se separa substancialmente en las fases petróleo, agua, y gas. Si el petróleo no está en la calidad requerida después del análisis del laboratorio exprés PVT y de la especificación del cliente, el petróleo se bombea utilizando una bomba de transferencia para re-energizar el fluido y quemarlo utilizando el sistema de quemador ecológico hasta que se reúnan las condiciones y especificaciones. Una vez se reúnen las especificaciones, la bomba de transferencia transfiere entonces el petróleo directamente de la salida del
separador de petróleo a la línea de producción al destino final y evita el costo de almacenamiento y las necesidades costosas de buques de crudo. El agua separada, una vez dentro de la condición debajo de 2 por ciento de petróleo en agua, se envía a la unidad eliminación de petróleo del agua (WDOU) (FIGURA 4) , a la unidad de refinación de agua (WPU) (FIGURA 5) , y eventualmente a los tanques de gravedad (FIGURA 6) donde se acondiciona el agua y se devuelve al mar de acuerdo a la ley del medio ambiente local, mientras se monitorea la temperatura, petróleo en agua, sólidos en suspensión, compuestos que contienen azufre, y similares. El control de calidad de las muestras de agua tomadas puede monitorearse y controlarse por el laboratorio exprés PVT en sitio, y pueden monitorearse las temperaturas en tiempo real mediante un sistema de monitoreo de cable de fibra óptica para asegurar la complacencia en todo momento y para mantener una historia apropiada de los fluidos antes de que se descarguen al mar. Mediante el monitoreo de los parámetros del agua de pre-descarga y reciclando el agua a la fase de separación hasta que alcance las condiciones requeridas se permite la completa estabilidad del proceso y respeto total de todas leyes del medio ambiente locales y todas las regulaciones maximizando la producción de hidrocarburos.
Existen al menos tres opciones, o combinaciones de las mismas, disponibles para el gas: la combustión de gases; compresión y re-inyección a la tubería de producción de gas; o re-inyección en la línea de producción utilizando la presión del separador. Los datos recibidos de los varios módulos del sistema pueden alimentarse vía transmisión alámbrica, inalámbrica, u óptica en un almacén 'de datos computarizado, centralizado y pueden desplegarse en una manera consolidada y en un formato amigable al usuario donde todos los parámetros se monitorean y pueden fijarse los niveles de alarma. Una vez que los parámetros de operación envolventes están fuera de las especificaciones simuladas por el operador, las alarmas pueden desplegarse automáticamente y puede realizarse el ajuste necesario del sistema para asegurar el la operación dentro del envolvente de operación diseñado. Los datos pueden transmitirse en tiempo real a las oficinas del cliente y a las oficinas de la compañía de servicio donde puede realizarse la toma de decisiones en tiempo real y puede realizarse el monitoreo apropiado de los sistemas y métodos. El término "depósito" puede incluir los depósitos de hidrocarburos accesibles por uno o más sondeos. Un "pozo" o "sondeo" incluye sondeos revestidos, revestidos y cementados o de agujero abierto, y puede ser cualquier tipo de pozo,
incluyendo, pero no limitado a, un pozo de producción, un pozo experimental, un pozo de exploración, y similares. Los sondeos puede ser verticales, horizontales, y de cualquier ángulo entre vertical y horizontal, desviados o no desviados, y combinaciones de los mismos, por ejemplo un pozo vertical con un componente no vertical. La frase "alta temperatura, alta presión" significa cualquier condición de temperatura y de presión que está por encima de la presión atmosférica y por encima de 20 °C. Aunque solo se han descrito en detalle unas pocas modalidades ejemplares de esta invención anteriormente, aquellos experimentados en el arte rápidamente apreciarán que son posibles varias modificaciones en las modalidades ejemplares sin partir materialmente de las nuevas enseñanzas y ventajas de esta invención. De acuerdo con esto, se pretende que todas tales modificaciones estén incluidas dentro del alcance de esta invención como se define en las siguientes reivindicaciones .