MX2013000168A - Sistema y metodo para producir hidrocarburos de pozo. - Google Patents

Abstract

Un sistema para producir hidrocarburos de un pozo incluye una unidad de descarga que recibe fluidos de un pozo. La unidad de descarga separa el petróleo y gas, y el petróleo es bombeado a una tubería. El uso de la unidad de descarga y la bomba ayuda a reducir la presión en el cabezal de pozo lo cual ayuda a aumentar la producción. El gas separado por la unidad de descarga es comprimido y reinyectado en el pozo para crear una elevación de gas la cual ayuda además a aumentar la producción. La captación y reinyección del gas separado para operaciones de elevación de gas reduce los daños ambientales asociados con montajes de unidad de descarga y bomba convencionales. La unidad de descarga, el compresor, y la bomba son modulares para una instalación más rápida y un área de ocupación de espacio más pequeña. Después de aumentar la vida productiva de un primer yacimiento, el sistema puede desmontarse y volverse a montar para usarse en otro yacimiento.

Description

SISTEMA Y METODO PARA PRODUCIR HIDROCARBUROS DE POZO Campo de la Invención La presente invención se relaciona en general con la producción de hidrocarburos, y más particularmente, con la producción de hidrocarburos con la ayuda de elevación artificial .

Antecedentes de la Invención Dos formas de elevación artificial que ayudan a prolongar la vida de los pozos de hidrocarburos son el uso de unidades de elevación de gas y descarga de pozos. Estas dos formas de elevación artificial se conocen comúnmente en la industria y se aplican alrededor del mundo. Además, cada una tiene retos inherentes, particularmente en ambientes marinos en donde el costo y el espacio se convierten en limitaciones importantes .

Al declinar la presión del yacimiento debido al agotamiento, el desempeño de la elevación de los pozos se deteriora y en cierto momento el pozo ya no es capaz de producir líquidos hasta la superficie de manera natural o económicamente debido a que la presión en el yacimiento no es suficientemente grande para superar la carga hidrostática de los fluidos entre éste y el árbol de producción en la plataforma. Para aumentar la producción de hidrocarburos, debe mejorarse el desempeño de la elevación o el desempeño de Ref . 238185 la afluencia. Si el desempeño de la afluencia no puede cambiarse, lo cual es el caso típico, entonces el desempeño de la elevación vertical debe mejorarse para permitir que el pozo fluya. Dos maneras efectivas de hacer esto son reducir la presión de flujo del cabezal de pozo en la superficie o reducir la carga hidrostática del fluido en la tubería de producción. La reducción de la presión en la superficie se puede lograr usando una Unidad de Descarga del Pozo (WUU, por sus siglas en inglés) . Esto incluye el uso de equipo de bombeo sobre la superficie para reducir la contrapresión del pozo permitiendo así el flujo del pozo hasta la superficie. Después, los fluidos son bombeados en la tubería de producción a una presión mayor. El problema asociado con el proceso de la unidad de descarga de pozo convencional es que cualquier gas producido se ventea a la atmósfera y se pierde. Esto es por un lado una preocupación ambiental y por otro una oportunidad de de producción/ingresos perdidos porque el gas es valioso y podría venderse.

La elevación de gas es otra forma ampliamente utilizada y efectiva de elevación artificial aplicada en la industria. La elevación de gas incluye el proceso de inyectar gas a presión elevada en la sección anular de un pozo, típicamente una sección anular entre la tubería de producción y el entubado más interno del pozo. El gas entra a la tubería de producción a varios cientos de metros bajo la superficie a través de una válvula de retención y tiene el efecto deseado de reducir el gradiente de fluido en la tubería y por lo tanto descender la presión de flujo del pozo. Esto aumenta el descenso del nivel del pozo y aumenta la velocidad del líquido y las reservas.

El problema principal de aplicar la elevación de gas es que se requiere alta presión, típicamente mayor que 6.89 MPa (1000 psi) . Esta fuente de gas proviene de otros pozos de gas de alta presión que están siendo producidos en la plataforma o mediante la instalación de un compresor para tomar el gas de baja presión, comprimirlo, y usarlo para elevar gas.

Con frecuencia, el uso de gas de alta presión de otros pozos no es una opción para las operaciones. Adicionalmente, incluso si existe un pozo con gas de alta presión, solo es una solución de corto plazo porque las presiones de los yacimientos declinan rápidamente y la presión del gas alcanza pronto un punto en el que no es adecuado para elevar gas. La otra opción es instalar un compresor de elevación de gas. Esto se prefiere porque la presión puede regularse y puede lograrse un suministro estable de gas. Sin embargo, el problema que se tiene con esta opción es el costo elevado, la gran área de ocupación de espacio y la inmovilidad de los compresores . Un compresor de elevación de gas típicamente requiere una inversión de más de 2 millones de dólares. Adicionalmente, las unidades son inamovibles, siendo el costo para mover un compresor de elevación de gas de una plataforma a otra más caro que el propio compresor. Un compresor de elevación de gas tiene una gran área de ocupación de espacio y ocupa una gran parte del espacio de la cubierta de una plataforma marítima. Si una plataforma no garantiza la instalación de un compresor de elevación de gas debido limitaciones económicas o de espacio, entonces los hidrocarburos típicamente se dejan en el yacimiento.

Breve Descripción de la Invención La presente invención proporciona una unidad de descarga de pozos y un sistema de compresor y un método asociado para producir hidrocarburos de un pozo en comunicación fluida con una formación de un yacimiento. De conformidad con una modalidad, el sistema incluye una unidad de descarga que está configurada para recibir un fluido producido que tiene hidrocarburos del pozo a través de un árbol de producción y separar el fluido producido en un fluido líquido y un fluido gaseoso. Por ejemplo, la unidad de descarga puede ser un separador de tres fases configurado para separar agua del fluido producido, y/o la unidad de descarga puede incluir un separador cinético tal como un ciclón cilindrico gas- líquido. Un compresor en comunicación fluida con la unidad de descarga está configurado para recibir el fluido gaseoso de la unidad de descarga y comprimir el fluido gaseoso hasta una presión predeterminada de tal manera que el fluido gaseoso puede reinyectarse en el pozo para ayudar a elevar el fluido producido desde la formación del yacimiento hasta el árbol de producción. Un colector de gas está configurado para recibir el fluido de gas comprimido desde el compresor y distribuir el fluido gaseoso a por lo menos un árbol de producción y por lo menos un pozo correspondiente. Una bomba está configurada para recibir los fluidos líquidos desde la unidad de descarga, aumentar la presión de fluido del fluido líquido, y suministrar el fluido líquido a una tubería. Por ejemplo, la bomba, la cual puede localizarse en una instalación superior marítima, puede configurarse para suministrar el fluido líquido a una tubería submarina localizada sobre un suelo marino de tal manera que el fluido liquido puede transportarse a través de la tubería hasta una ubicación remota, tal como una instalación de procesamiento en tierra.

La unidad de descarga, el compresor, y el colector de gas pueden configurarse para operar como un sistema de elevación sustancialmente cerrado, de tal manera que la unidad recibe el fluido de gas previamente inyectado al pozo.

En algunos casos, el sistema puede proveerse como un sistema modular que puede reubicarse dependiendo de las necesidades del yacimiento. En particular, la unidad de descarga, el compresor, el colector de gas, y la bomba pueden disponerse sobre uno o más patines, de tal manera que cada patín puede transportarse fácilmente y reutilizarse para producir hidrocarburos de diferentes formaciones de yacimientos .

De conformidad con otra modalidad, un método incluye recibir en una unidad de descarga un fluido producido del pozo y separar el fluido producido en un fluido líquido y un fluido gaseoso. Por ejemplo, el fluido producido puede separarse cinéticamente, tal como por medio de un ciclón cilindrico gas-líquido, y/o el agua puede separarse de los fluidos gaseoso y líquido. El fluido gaseoso de la unidad de descarga se comprime hasta una presión predeterminada y se distribuye a por lo menos un árbol de producción y el pozo correspondiente. Desde el colector, el fluido gaseoso es reinyectado en el pozo para ayudar a elevar el fluido producido del yacimiento. Asimismo, la presión de fluido del fluido líquido aumenta en una bomba, y el fluido líquido es suministrado a una tubería, tal como una tubería submarina localizada sobre un suelo marino. El efecto de recibir el fluido producido y aumentar la presión del fluido líquido puede ser para reducir la contrapresión en el pozo.

La unidad de descarga, un compresor para realizar la etapa de compresión, un colector de gas para realizar la etapa de distribución, y la bomba pueden proveerse sobre uno o más patines. Cada patín puede transportarse desde un sitio cerca de la formación del yacimiento hasta una ubicación cerca de una segunda formación de yacimiento, y la unidad de descarga, el compresor, el colector de gas, y la bomba pueden reutilizarse después para producir hidrocarburos desde la segunda formación de yacimiento.

En algunos casos, la etapa de reinyectar el fluido gaseoso se realiza mientras la unidad de descarga está recibiendo el fluido producido desde el pozo, de tal manera que el pozo esté produciendo mientras es sometido a la operación de elevación de gas. La etapa de recibir el fluido producido puede incluir recibir fluido gaseoso que previamente se inyectó en el pozo de tal manera que el fluido gaseoso se reutiliza en un ciclo de elevación de gas sustancialmente cerrado.

Breve Descripción de las Figuras La figura 1 es una vista del entorno de una plataforma de producción marina que recibe hidrocarburos de una pluralidad de pozos submarinos y que suministra hidrocarburos a una tubería, de conformidad con una modalidad de la presente invención.

La figura 2 es una ilustración esquemática de una unidad de descarga de pozos y un sistema de compresor, de conformidad con una modalidad de la presente invención.

La figura 3 es un diagrama esquemático de proceso y de flujo de un sistema de descarga de pozos y de compresor, de conformidad con una modalidad de la presente invención.

Descripción Detallada de la Invención La presente invención se describirá ahora más detalladamente de aquí en adelante con referencia a las figuras adjuntas, en las cuales se muestran algunas pero no todas las modalidades de la invención. De hecho la invención puede conformarse en muchas formas diferentes y no debe considerarse limitad a las modalidades que aquí se presentan; más bien, estas modalidades se proveen de tal manera que la presente descripción sea profunda y completa, y proporcione a aquellos con experiencia en la técnica el alcance de la invención. Los números similares se refieren a elementos similares a lo largo de las figuras.

Con referencia a la figura 1, se muestra una plataforma de producción petrolera marina 11 en la superficie 13 del mar. La plataforma 11 se muestra como una plataforma flotante, pero simplemente pretende ser representativa de cualquier plataforma petrolera marina conocida en la técnica, tales como plataformas autoelevables o de tensión. Desde la plataforma 11 se extienden conductos de elevación 15 hasta los cabezales de pozo 17. Los cabezales de pozo 17 se localizan en el suelo marino 19. Los cabezales de pozo 17 se colocan arriba, y en comunicación fluida con, una columna de tubería de producción 21. La tubería 21 se extiende típicamente a través de una serie de entubados 22 que se extienden bajo el suelo marino 19 por lo menos hasta una profundidad tal que el entubado se ubica dentro de una formación de yacimiento 23 que contiene hidrocarburos. Las perforaciones 25 se extienden a través del entubado 22 de tal manera que la tubería de producción 21 está en comunicación fluida con el yacimiento 23.

Una línea de flujo de producción 27 se extiende desde la plataforma 11 hacia el suelo marino 19. La línea de flujo 27 se conecta a una terminal de tubería 29 ubicada sobre el suelo marino 19. La terminal de tubería 29 está en comunicación fluida con una tubería 31.

Los hidrocarburos del yacimiento 23 entran al entubado 23 a través de perforaciones 25 y fluyen subiendo por la tubería 21 hasta el cabezal de pozo submarino 17 en el suelo marino 19. Los hidrocarburos se elevan después por el conducto de elevación 15 hasta la plataforma 11. Típicamente, los hidrocarburos pasan por un procesamiento inicial, tal como separación de gas y líquido, de tal manera que los hidrocarburos líquidos pueden descender entonces por la línea de flujo 27 para suministrarlos a la tubería 31. Típicamente, la tubería 31 fluye a una presión predeterminada. Por lo tanto, usualmente se emplea una bomba para proporcionar a los hidrocarburos líquidos una presión suficiente para que entren en la tubería 31.

Con referencia a la figura 2, una unidad de descarga y sistema de compresor 33 comprende un árbol de producción 35.

El árbol de producción 35 puede ser un árbol de producción superficial convencional que se localiza sobre la plataforma 11 y recibe los hidrocarburos de producción del conducto de elevación 15. Tal como lo apreciarán fácilmente aquellos con experiencia en la técnica, típicamente, existe una pluralidad de árboles de producción 35 cada uno de los cuales está asociado con un conducto de elevación 15 y un cabezal de pozo submarino 17. El sistema 33 también incluye una unidad de descarga 37 ubicada sobre la plataforma 11. La unidad de descarga 37 recibe fluidos del árbol de producción 35 y separa los fluidos líquido y gaseoso. En una modalidad de la invención, los fluidos producidos del árbol de producción 35 entran a la unidad de descarga 37 a menos de 344.5 KPa (50 psi) . La unidad de descarga 37 puede incluir un separador estático, tal como un recipiente, el cual deja que las fases gas y líquida se separen a través del tiempo. En una modalidad preferida, se emplea un separador de tres fases de tal manera que el agua producida también se separa de los fluidos producidos. Alternativamente, la unidad de descarga 37 también puede ser un separador cinético que emplea fuerzas centrífugas para ayudar a separar los fluidos gaseoso y líquido. El separador cinético puede ser un ciclón cilindrico gas-líquido (GLCC, por sus siglas en inglés) , el cual es pasivo porque no requiere ninguna par movible o motores para crear fuerzas centrífugas.

Un compresor 39 en comunicación fluida con la unidad de descarga 37 recibe fluidos gaseosos de la unidad de descarga 37. El compresor 39 comprende los gases producidos a una presión predeterminada de tal manera que los gases pueden reinyectarse en el pozo para ayudar a elevar los hidrocarburos de la formación 23 (Figura 1) al árbol de producción 35. Un colector de gas 41 recibe el gas comprimido del compresor 39 y distribuye el gas a cada árbol de producción 35 correspondiente con los cabezales de pozos submarinos 17. En una modalidad de la invención, el gas comprimido fluye descendiendo por la sección anular entre la tubería de producción 21 y el entubado 22 para suministrarse en el pozo cerca de la profundidad de la formación del yacimiento 23. Como puede apreciarlo f cilmente alguien con experiencia en la técnica, el gas también puede suministrarse a través de una tubería doble o tubería concéntrica que se extiende dentro del pozo, en donde una porción de la tubería suministra gas mientras otra porción recibe los hidrocarburos producidos .

El sistema 33 incluye una bomba 43 que puede colocarse sobre la plataforma 11. La bomba 43 recibe líquidos de la unidad de descarga 37 y aumenta la presión fluida de los líquidos. Los líquidos se comunican entonces con la tubería 31.

Con referencia a la figura 3, el sistema 33 se ilustra mostrando más detalladamente el flujo de proceso de una modalidad del sistema 33. Un montaje de patín de colector 45 incluye un colector de producción 47. El colector de producción 47 está en comunicación fluida con una pluralidad de árboles de producción 35. El colector de producción 47 recolecta los fluidos producidos de cada uno de la pluralidad de árboles de producción 35 antes de la separación. El montaje de patín de colector 45 tiene preferentemente el colector de producción 47 montado a un patín con entradas de tubería, controles y válvulas ya montadas. Por lo tanto, cuando el montaje de patín de colector 45 está instalado, todo lo que se necesita una vez que el patín está en su lugar, es alinear la tubería desde los árboles de producción 35 con las entradas de tubería asociadas con el montaje de patín de colector 45.

En una modalidad de la invención, un montaje de patín cierre 49 está ubicado corriente abajo del montaje de patín de colector 45. El montaje de patín cierre 49 incluye preferentemente un montaje de válvula de cierre 51 para controlar el flujo de fluido del colector de producción 47. El montaje de patín cierre 49 incluye preferentemente un montaje de válvula de cierre 51 y una tubería de entrada y salida asociada montada a un patín común. Por lo tanto, cuando el montaje de patín cierre 49 se encuentra en su lugar, todo lo que se necesita es instalar y alinear tubería de un montaje de patín a otro, tal como entre la tubería de salida del montaje de patín de colector 45 con la tubería de entrada del montaje de patín cierre 49. En una modalidad preferida, el montaje de válvula de cierre 51 puede activarse remotamente en caso de una emergencia.

El sistema 33 también incluye un montaje de patín de separador 53 que tiene un separador 55 montado sobre el mismo, y un montaje de patín de compensación de líquido 57 que tiene un tanque de compensación de líquido 59 montado sobre el mismo. En la modalidad mostrada en la figura 3, la unidad de descarga 37 comprende montajes de patín de separador y de patín de compensación de líquido 53, 57. El montaje de patín de separador 53 está ubicado corriente abajo del montaje de patín de colector 45. El montaje de patín de separador 53 también se ubica preferentemente corriente abajo del montaje de patín de cierre 49 de tal manera que el montaje de válvula de cierre 51 puede controlar el flujo de fluido antes de que sea recibido por el montaje de patín de separador 53. El separador 55 puede ser un separador estático o cinético como se discutió aquí anteriormente. El montaje de patín de separador 53 incluye preferentemente un separador, tubería, válvulas y controles montados a un patín común, de tal manera que todo lo que se requiere es conectar las entradas y salidas de la tubería una vez que el montaje de patín de separador 53 está colocado en su lugar sobre la plataforma 11.

En una modalidad preferida, el separador 55 es un separador de tres fases que tiene salidas de gas, agua y petróleo. Después de la separación, el agua es transportada desde el montaje de patin de separador 53 para tratamiento o para uso de producción adicional, si se está realizando una inundación de agua. Los líquidos de petróleo son transportados desde el montaje de patín de separador 53 hasta el tanque de compensación de líquido 59 del montaje de patín de compensación de líquido 57. El tanque de compensación de líquido 59 es típicamente un recipiente. La recolección de líquidos de petróleo en un tanque de compensación de líquido 59 proporciona una forma de ayudar a mantener una velocidad y presión de flujo constantes del petróleo que se bombeará a la tubería 31 (Figuras 1 y 2) . Adicionalmente, el tanque de compensación de líquido 59 puede funcionar como un separador de segunda etapa para separar más partículas gaseosas de los líquidos de petróleo recibidos del separador 55. El montaje de patín de tanque de compensación 57, el cual incluyen el tanque de compensación de líquido 59, entradas y salidas de tubería, válvulas y controles asociados, está montados preferentemente sobre un patín común de tal manera que todo lo que se requiere en conectar las entradas y salidas de la tubería una vez que el montaje de patín de tanque de compensación de líquido 57 está colocado sobre la plataforma 11.

El sistema 33 incluye un montaje de patín de bomba 61 que tiene una bomba 43 montada sobre el mismo. La bomba 43 es preferentemente una bomba de desplazamiento positivo, tal como una bomba de desplazamiento positivo. La bomba 43 aumenta la presión del líquido del separador 55 y el tanque de compensación de líquido 59 de tal manera que puede entrar a la tubería 31 (Figuras 1 y 2) a la presión predeterminada para la tubería 31. El montaje de patín de bomba 61 incluye preferentemente una bomba 43, un motor, tubería de entrada y salida asociada, válvulas y controles previamente montados sobre un patín común de tal manera que la conexión de las entradas y salidas de la tubería y el suministro de combustible y energía es mínima una vez dispuesta en la plataforma 11. En una modalidad de la invención, un montaje de patín de cierre adicional 63 que tiene una válvula de cierre 65 se localiza corriente abajo del montaje de patín de bomba 61 de tal manera que el flujo hacia la tubería 31 se puede controlar en caso de una emergencia. En una modalidad preferida, la válvula de cierre 65 también puede ser una válvula accionada remotamente.

Un montaje de patín de compresor 67 también se localiza corriente abajo del montaje de patín de separador 53. El compresor 39 está montado sobre el montaje de patín de compresor 67. El compresor 39 es un compresor capaz de comprimir el gas separado desde una presión de entrada menor que 344.5 KPa (50 psi) hasta aproximadamente 7.58-8.27 MPa (1100-1200 psi) , el cual se envía después a un colector de gas 41 (Figura 2) para distribución a los pozos de producción para la elevación de gas. En una modalidad preferida, el compresor 39 puede manejar 56,634 m3/día (2 millones de pies cúbicos estándar por día (MMSCF/D) ) , lo cual es adecuado para elevar gas cuatro o cinco pozos. Pueden usarse etapas de compresión adicionales, o un montaje de patín de compresor adicional cuando se elevan con gas más de cinco pozos.

En una modalidad preferida el compresor 39 es un montaje de compresor de movimiento alternativo de tres etapas . El montaje de compresor incluye lavadores de succión o deslicuadores para remover el líquido remanente arrastrado en el gas después de cada etapa de compresión, un motor de gas y enfriadores de abanicos de aletas impulsados por motores a gas para reducir la temperatura de gas comprimido después de cada etapa de compresión. Se puede utili2ar un patín de gas combustible separado para suministrar combustible al motor a gas . Los líquidos de los lavadores pueden transportarse desde el montaje de patín de compresor 67 hasta el tanque de compensación de líquido 59. El montaje de patín de compresor 67 incluye preferentemente un compresor 39 con su equipo, tubería, válvulas y controles asociados previamente montados sobre un patín común de tal manera que se necesita un trabajo de instalación mínimo después de que el montaje de patín de compresor 67 está dispuesto sobre la plataforma 11. El exceso de gas del compresor 39 puede desviarse a un lavador de drene cerrado, el cual también recibe el gas separado del separador 55 y el tanque de compensación de líquido 59.

Como se discutió en los Antecedentes, un problema asociado con unidades o procesos de descarga de pozos convencionales es que el gas producido que se separa se ventea a la atmósfera y se pierde. El sistema 33 soluciona ventajosamente este problema recolectando el gas producido después de la separación para reinyección en el pozo para aplicaciones de elevación de gas.

El sistema 33 combina dos formas clave de elevación artificial: 1) reducción de la contrapresión en la superficie y 2) elevación de gas para aumentar las velocidades y reservas de producción de los yacimientos de petróleo subterráneos. El sistema 33 permite que los pozos sean elevados con gas fluyendo simultáneamente a una presión superficial muy baja (< 206.8 KPa (30 psi) ) porque la unidad de descarga 37 y la bomba 43 evitan la acumulación de contrapresión en los árboles de producción 35. La unidad de descarga 37 también provee el gas utilizado para la elevación de gas. El sistema 33 tiene el beneficio adicional de capturar lo que de otra manera serían hidrocarburos venteados, y reducir de esta manera las emisiones de gases de invernadero y utilizarlo para elevación artificial.

Adicionalmente, los pozos pueden estar produciendo fluido de producción a la unidad de descarga 37 y ser elevados con gas al mismo tiempo porque el gas inyectado se inyecta a través de la sección anular entre la tubería 21 y el entubado 22 ó a través de una columna de tubería doble. Esto crea un sistema de elevación de gas de ciclo cerrado y el gas se reutiliza para elevación, haciéndolo completamente optimizado para maximizar la producción. Ningún sistema de elevación artificial convencional ha logrado esta elevación de gas de ciclo cerrado, reduciendo al mismo tiempo la contrapresión en la superficie. Además, ningún otro sistema de elevación artificial convencional hace esto a la vez que también capta fluidos gaseosos producidos que de otra manera serían venteados .

Otro aspecto ventajoso del sistema 33 es su movilidad.

El sistema 33 incluye el montaje de patín de colector 45 , la unidad de descarga 37 con montajes de patín de separador y de patín tanque de compensación de líquido 53 , 57 , el montaje de patín de bomba 61 y el montaje de patín de compresor 61. Debido a que cada uno de estos componentes puede incluir equipo y tubería previamente montados e instalados, el sistema 33 es modular y puede montarse y desmontarse en un solo turno de 12 horas en alta mar. La movilidad permite que el sistema 33 dé servicio a múltiples plataformas para un uso máximo. El sistema 33 también requiere mucho menos inversión de capital en comparación con operaciones de elevación de gas estándar que requieren el pago por adelantado de un compresor de elevación de gas en cada plataforma. Cuando el sistema 33 ha extraído reservas adecuadas de una primera plataforma 11 y ya no es económica para mantener operando el sistema, el sistema 33 puede desmontarse y movilizarse a otra plataforma 11 para continuar la operación debido a su naturaleza modular.

Se conoce la existencia de la movilidad y flexibilidad para dar servicio a múltiples plataformas, lo cual también proporciona una oportunidad única de extraer efectivamente y económicamente las reservas que de otra manera no se producirían después de que declina la productividad del pozo.

Otro aspecto es que el sistema 33 tiene un requerimiento de espacio pequeño o "huella" sobre una cubierta de plataforma marina en comparación con montajes de elevación de gas convencionales . Al tener dicha área de ocupación de espacio pequeña permite además que se realicen operaciones de trabajo de pozos, tales como operaciones de línea de acero y línea eléctrica, simultáneamente con el sistema 33. Esto es ventajoso en varios ambientes marinos en donde con frecuencia se requieren intervenciones de pozos .

Aunque la invención se ha mostrado solo en algunas de sus formas, será evidente para aquellos con experiencia en la técnica que no se limita a ello, sino es susceptible de varios cambios sin alejarse del alcance de la invención. Por ejemplo, el montaje de patín de compresor 67 podría recibir también el gas separado del tanque de compensación de líquido 59 para compresión y reinyección en los pozos.

Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (14)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones :

1. Sistema de compresor y unidad de descarga de pozos para producir hidrocarburos de un pozo en comunicación fluida con una formación de yacimiento, caracterizado porque el sistema comprende: una unidad de descarga configurada para recibir un fluido producido que tiene hidrocarburos del pozo a través de un árbol de producción y separar el fluido producido en un fluido líquido y un fluido gaseoso,- un compresor en comunicación fluida con la unidad de descarga y configurado para recibir el fluido gaseoso de la unidad de descarga y comprimir el fluido gaseoso hasta una presión predeterminada de tal manera que el fluido gaseoso puede reinyectarse en el pozo para ayudar a elevar el fluido producido desde la formación del yacimiento hasta el árbol de producción; un colector de gas configurado para recibir el fluido de gas comprimido desde el compresor y distribuir el fluido gaseoso a por lo menos un árbol de producción y por lo menos un pozo correspondiente; y una bomba configurada para recibir los fluidos líquidos desde la unidad de descarga, aumentar la presión del fluido, y suministrar el fluido líquido a una tubería.

2. Un sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la unidad de descarga comprende un separador de tres fases configurado para separar agua del fluido producido.

3. Un sistema de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque la unidad de descarga comprende un separador cinético.

4. Un sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la bomba está configurada para suministrar el fluido líquido a la tubería, la tubería se localiza sobre un suelo marino.

5. Un sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la unidad de descarga, el compresor, el colector de gas, y la bomba se disponen sobre uno o más patines, de tal manera que cada patín puede transportarse y reutilizarse para producir hidrocarburos de diferentes formaciones de yacimientos.

6. Un sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la unidad de descarga, el compresor, y el colector de gas están configurados para operar como un sistema de elevación de gas sustancialmente cerrado, de tal manera que la unidad de descarga recibe el fluido gaseoso previamente inyectado al pozo .

7. Un método para producir hidrocarburos de un pozo en comunicación fluida con una formación de yacimiento, caracterizado porque comprende: recibir en una unidad de descarga un fluido producido del pozo y separar el fluido producido en un fluido líquido y un fluido gaseoso; comprimir el fluido gaseoso de la unidad de descarga a una presión predeterminada; distribuir el fluido gaseoso a por lo menos un árbol de producción y el pozo correspondiente; reinyectar el fluido gaseoso en el pozo para ayudar a elevar el fluido producido del yacimiento; y elevar la presión de fluido del fluido líquido en una bomba y suministrar el fluido líquido a una tubería.

8. Un método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque la etapa de recibir y separar el fluido producido comprende separar agua de los fluidos gaseoso y líquido.

9. Un método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque la etapa de recibir y separar el fluido producido comprende separar cinéticamente el fluido producido.

10. Un método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque la etapa de suministrar comprende suministrar el fluido líquido a la tubería, localizándose la tubería sobre un suelo marino.

11. Un método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque adicionalmente comprende: proveer sobre uno o más patines a la unidad de descarga, un compresor para realizar la etapa de compresión, un colector de gas para realizar la etapa de distribución, y la bomba; y transportar cada patín desde un sitio cerca de la formación del yacimiento hasta una ubicación cerca de una segunda formación del yacimiento, y reutilizar la unidad de descarga, el compresor, el colector de gas, y la bomba para producir hidrocarburos desde la segunda formación de yacimiento.

12. Un método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque la etapa de reinyectar el fluido gaseoso se realiza mientras la unidad de descarga está recibiendo el fluido producido del pozo, de tal manera que el pozo está produciendo mientras es sometido a la operación de elevación de gas .

13. Un método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque la etapa de recibir el fluido producido comprende recibir fluido gaseoso previamente inyectado en el pozo de tal manera que el fluido gaseoso se reutiliza en un ciclo de elevación de gas sustancialmente cerrado.

14. Un método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque las etapas de recibir el fluido producido y aumentar la presión del fluido líquido comprende reducir la contrapresión en el pozo.