MXPA00005042A - Metoso y aparato para aumentar la recuperacion de fluido de una formacion subterranea - Google Patents

Abstract

Un inyector en el fondo del pozo (10, 26, 38, 54) se proporciona en el extremo inferior de la cadena de tubería de producción (TS) para hacer pasar los líquidos desde una formación en el fondo del pozo (F) hacia la cadena de tubería mientras que se impide que los gases pasen a través del inyector. El inyector puede incluir un tamiz (36) para impedir que la arena de la formación entre en el inyector. El sistema puede incluir un empaquetador (44) en el conducto anular (A) por encima del inyector. En una aplicación, un tubo de ventilación (46) se extiende hacia arriba desde el empaquetador hacia el conducto anular para mantener un nivel de líquido deseado en el conducto anular por encima del empaquetador. Una pluralidad de orificios pasantes (40) establecen la comunicación de fluido en el conducto anular por encima del empaquetador y la cadena de la tuberíade producción de manera que la bomba en el fondo del pozo (B) pueda bombear eficientemente los fluidos del fondo del pozo hasta la superficie. El inyector puede usarse con una o más válvulas elevadoras (LV) para elevar el líquido. El inyector también se puede usar con perforaciones de pozo horizontales para recuperación aumentada del hidrocarburo.

Description

"MÉTODO Y APARATO PARA AUMENTAR LA RECUPERACIÓN DE FLUIDO DE UNA FORMACIÓN SUBTERRÁNEA" CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se relaciona con un separador de líquido/gas para colocarse en una parte inferior de un pozo destinado para la producción de fluidos, tales como hidrocarburos. El separador impide la entrada del gas hacia la cadena de la tubería de producción, pero permite la entrada de fluido en forma liquida. La invención se relaciona asimismo con un método para mejorar la recuperación primaria, secundaria o terciaria de hidrocarburos de depósito y con los sistemas mejorados que involucran los separadores de líquido/gas en el fondo del pozo para varias aplicaciones de recuperación de hidrocarburo.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Las operaciones de recuperación de hidrocarburo comúnmente permiten que el gas del depósito dentro de la formación fluya hacia el sondeo y hasta la superficie con los hidrocarburos líquidos. Esta práctica impulsa inicialmente altos volúmenes de hidrocarburos hacia el pozo y hacia arriba a través de la tubería de producción. Los métodos productores de hidrocarburo convencionales permiten por lo tanto, y en muchos casos dependen de los gases de depósito presionizados para ayudar directamente a levantar los fluidos de producción hacia la superficie. Esta práctica, por lo tanto utiliza las capacidades impulsoras de presión y liquido del gas del depósito para mejorar la recuperación de producción de pozo inicial. Aún cuando está prevaleciente, esta práctica reduce significativamente la recuperación final de las reservas de hidrocarburo líquidas de la formación. Los separadores de líquido/gas se han usado en el fondo del pozo en la producción de pozos de petróleo y gas para permitir la entrada de los fluidos de depósito que están en estado liquido hacia la cadena tubular que transporta los fluidos líquidos hacia la superficie, y para impedir la entrada de fluidos en el estado gaseoso hacia la cadena tubular de producción. Un tipo de dispositivo de separación, que permanece sumergido en el fluido en el fondo del pozo circundante, incluye un flotador y una disposición de válvula. Cuando este dispositivo de separación está lleno de líquido, se proporciona un conducto abierto desde el depósito al dispositivo tubular de producción. Cuando el líquido se desplaza mediante el gas en el dispositivo de separación, el flotador se levanta debido a su flotabilidad aumentada y una válvula se cierra para impedir la entrada de fluidos hacia el dispositivo tubular de producción. Este separador por lo tanto incluye un sistema de válvulas activado por flotador que se abre cuando el separador está lleno de liquido y se cierra cuando el líquido se desplaza mediante el gas. El sistema de flotación dentro de este separador se configura para funcionar en una orientación vertical o esencialmente vertical. Cuando el separador de liquido/gas está abierto, el separador permite que el liquido sea transmitido mediante energia de presión dentro de la formación de producción hacia arriba a través de la cadena tubular que está colocada por encima de una válvula vertical o de retención, y luego para ser levantada hasta la superficie mediante una bomba convencional energizada mediante una cadena de varilla de reciprocación o rotatoria (cavidad progresiva) . Pueden usarse otros tipos de bombas en el fondo del pozo disponibles, tales como las bombas sumergibles eléctricas o las bombas hidráulicas (de tipo de chorro) , para levantar el liquido hasta la superficie, una vez que quede atrapado por encima del separador del liquido y gas y dentro de la cadena de tubería de producción. En la práctica, el separador en el fondo del pozo hace poco para ocasionar o acelerar la separación del liquido y el gas. En vez de esto, el dispositivo detecta la presencia de un gas o un liquido dentro del dispositivo mediante el flotador, y permite que solamente la entrada del líquido hacia la cadena de tubería de producción. El separador de esta manera funciona dentro de un pozo en el fondo del pozo de manera semejante a un controlador de válvula accionado por el flotador que detecta la interfaz del liquido/gas dentro de un recipiente superficial. Un tipo de dispositivo de separación vendido como el separador del fondo del pozo Korkele, ha demostrado ser efectivo en muchas instalaciones. El separador se puede colocar y hacer funcionar dentro de un fondo del pozo encerrado con una caja de diámetro convencional en el mismo o puede hacerse funcionar en un agujero abierto. En cualquier caso, el separador puede suspenderse en el pozo de la tubería de producción. La ventaja básica del separador del fondo del pozo Korkele es que mejora el funcionamiento del pozo y el sistema de producción del depósito del pozo permitiendo- la producción de líquidos únicamente, es decir, impide la entrada del gas desde el depósito hacia la cadena tubular de producción. El separador en el fondo del pozo como se discute en lo que antecede se describe más completamente en un artículo de Julio de 1972 en Worl Oil, páginas 37 a 42. Los detalles-adicionales con respecto a este separador se dan a conocer en la Patente Norteamericana Número 3,643,740 concedida a Kork E. Kelley e incorporada en la presente por referencia. Otra técnica anterior incluye las Patentes Norteamericanas Números 1,507,454 y 1,757,267. La patente '454 da a conocer un sistema de control de bomba automática con un vastago vertical conectado con un diafragma para hacer funcionar una válvula vertical. La patente '267 da a conocer un separador de gas/aceite que tiene una cámara de separación colocada entre la tubería y un mecanismo para desviar la trayectoria de aceite a través de una superficie de contacto agrandada para separar el aceite o petróleo libre del gas. Las Patentes Norteamericanas que mencionan a Kork Kelly como un inventor o co-inventor incluyen las Patentes Norteamericanas Números 2,291,902; 3,410,217; 3,324,803; 3,363,581; y 3,451,477. La patente '902 da a conocer un anclaje de gas que tiene un flotador conectado con un vastago de válvula que hace funcionar una cabeza de válvula. La patente '217 da a conocer un separador para el control de líquido en pozos de gas. La patente '803 da a conocer un dispositivo que tiene una cubeta flotante conectada mediante una varilla para los pozos de líquido/ gas. Se da a conocer un miembro de válvula debajo y en proximidad estrecha a la válvula de retención. La patente '581 da a conocer una válvula de levantamiento de gas equilibrada a presión y de abertura completa. La patente '477 se relaciona con un método mejorado para efectuar el control del gas en pozos de aceite o petróleo. El dispositivo incluye una cubeta de flotación con una parte superior abierta y una cadena de válvula conectada con la cubeta inferior. La patente '740 da a conocer ambos métodos y aparatos para efectuar el control del gas en pozos de aceite o petróleo utilizando una cubeta de flotación con una parte superior abierta y una cadena de válvula incluyendo un miembro de válvula conectado con la parte superior de una varilla. La Patente Norteamericana Número 3,971,213 da a conocer una unidad de bombeo de haz neumático mejorada. La Patente Norteamericana Número 4,308,949 da a conocer un separador de gas/líquido con un agujero en el fondo que tiene un tubo flotador que rodea el extremo inferior de una tubería de producción y que está adaptado para moverse verticalmente dentro de un alojamiento. Una válvula de producción se coloca en el extremo superior de una barra separadora de tal manera que el tubo flotador y la barra separadora forman una trampa de arena. La Patente Norteamericana Número 3,483,827 da a conocer un dispositivo productor de pozo que utiliza un separador de gas en una cadena de tubería para separar el líquido del gas antes de su entrada en una bomba en el fondo del pozo. La Patente Norteamericana Número 3,724,486 da a conocer un dispositivo de separación de liquido y gas para un pozo en el fondo del pozo en donde un miembro de válvula es movible y está montado resilientemente en un envase de liquido movible diseñado de manera que el liquido se acumulará dentro del agujero de la perforación por encima de la posición en donde el gas entra para disminuir o prohibir la entrada de gas hacia el agujero de perforación. La Patente Norteamericana Número 3,993,129 da a conocer una válvula de inyección de fluido para usarse en una tubería del pozo para controlar el flujo del fluido entre el exterior de la tubería de producción y el interior de la tubería. Las patentes expedidas más recientemente incluyen las Patentes Norteamericanas Números 4,474,234 y 4,570,718. La patente '234 da a conocer un pozo de producción de hidrocarburo que tiene una válvula de seguridad montada separablemente en la tubería de producción debajo de una bomba. La patente '718 se relaciona con un sistema detector de nivel de aceite y un método para hacer funcionar un pozo de aceite mediante lo cual los sensores del pozo de aceite superior e inferior controlan el bombeo del pozo. La Patente Norteamericana Número 5,456,318 da a conocer un dispositivo de bombeo de fluido que tiene una válvula de entrada de fluido colocada en su extremo inferior para el flujo del fluido hacia el cuerpo del dispositivo, un conjunto de émbolo colocado en el interior del cuerpo para movimiento de reciprocación, un sello que coopeera con el conjunto del émbolo para dividir el cuerpo en cámaras aisladas superior e inferior y para dividir el cuerpo del tubo de producción, y válvulas de control de flujo de fluido. La Patente Norteamericana Número 5,653,286 da a conocer un separador de gas en el fondo del pozo conectado con el extremo inferior de una cadena de tubería diseñada de tal manera que el fluido liquido primario fluye hacia una cámara dentro del separador. La Patente Norteamericana Número 5, 655, 604 da a conocer una bomba de producción en el fondo del pozo y un sistema de circulación que utiliza válvulas en donde las bolas de la válvula están fijadas a vastagos del proyector. La Patente Norteamericana Número 5,654,628 da a conocer un medio de filtro mejorado para usarse en pozos subterráneos. Ninguna de las patentes de la técnica anterior discutidas en lo que antecede se beneficia completamente de la capacidad de un separador de liquido/gas en el fondo del pozo. Se requieren mejoras adicionales para obtener las ventajas significativas obtenidas reteniendo dentro de la formación productora en el fondo del pozo la energia inherente, es decir, el gas comprimido, que impulsa los productos de hidrocarburo deseados desde la roca del depósito y hacia el sondeo de manera que puedan producirse de manera más eficiente. Impidiendo la formación de gas en el fondo del pozo de efectuar su entrada a la cadena de tubería de producción y permitiendo sólo la entrada de líquidos hacia la cadena de tubería, la energía potencial retenida y las propiedades de expansión del gas pueden utilizarse de manera efectiva para producir un porcentaje más elevado de reservas de liquido de lo que se recuperaría de otra manera mediante la tecnología convencional. De manera alternativa, son necesarios procedimientos mejorados para bombear las acumulaciones del líquido fuera de los pozos de gas a fin de mejorar el funcionamiento de los pozos de gas. Además, se requieren mejoras adicionales en un dispositivo de separación, en los métodos de usar un dispositivo de separación, y en la configuración y la operación del sistema de recuperación de hidrocarburo total en donde un dispositivo de separación se emplea para beneficiarse de las aplicaciones numerosas en las cuales este dispositivo puede usarse de manera efectiva para mejorar la recuperación de hidrocarburos. Las desventajas de la técnica anterior son vencidas por medio de la presente invención. Un dispositivo de separación mejorado, un método para hacer funcionar un dispositivo de separación, un sistema de recuperación de hidrocarburo total mejorado y técnicas mejoradas para recuperar los hidrocarburos, se dan a conocer a continuación.

COMPENDIO DE LA INVENCIÓN La presente invención da a conocer un inyector de liquido en el fondo del pozo mejorado y técnicas mejoradas utilizando un inyector para recuperar hidrocarburos de los depósitos de producción. Varios conceptos básicos influencian los beneficios de utilizar el inyector de liquido de la presente invención en varios sistemas existentes y sistemas de pozo planeados y/o de producción de depósito. Primero, la prevención positiva de gas hacia el dispositivo tubular de producción mejora la eficiencia de un sistema de bombeo de levantamiento artificial permitiendo que el sistema de levantamiento maneje principalmente líquidos en vez de una combinación de líquidos y gases. Proporcionando medios para la prevención positiva de gas hacia la tubería de producción, el sistema de bombeo de levantamiento artificial es el bombear eficientemente sólo los líquidos principalmente. Los sistemas de levantamiento artificiales convencionales utilizan una cadena de varilla para energizar una bomba en el fondo del pozo por lo tanto funcionan de manera más eficiente con el liquido que fluye solamente a través de la cadena de tubería de producción. Impidiendo la inmovilización del gas en las bombas de desplazamiento y sumergibles eléctricas positivas en el fondo del pozo, es un problema principal para el operario del pozo de petróleo o aceite con tecnología existente. Puesto que el inyector de la presente invención reduce considerablemente o elimina el gas indeseado hacia la cadena de tubería de producción, se evita la inmovilización del gas y la duración y eficiencia de las bombas de desplazamiento positiva y sumergible se aumenta. Impidiendo la entrada del gas en el fondo del pozo hacia la cadena de tubería de producción, la presente invención reduce asimismo la posibilidad de desprendimiento instantáneo del gas a través del sistema de producción superficial. La presente invención también reduce el secado y desgaste de la caja de relleno de varilla de succión para reducir el escape de fluidos desde la cabeza del pozo y reduce al mínimo los problemas ambientales asociados con la producción de hidrocarburos. El sistema de la presente invención puede beneficiarse significativamente del concepto de impedir la producción de gas desde el depósito y de esta manera retener el gas dentro del depósito en donde continuará suministrando energía en la forma de presión para impulsar los fluidos del pozo hacia el fondo del pozo de producción.

Permitiendo solamente la admisión de líquidos de depósito en la cadena de tubería de producción y manteniendo los gases en la parte superior de una columna de liquido en el pozo, un alto porcentaje del gas natural permanece en el depósito en donde proporciona la presión para impulsar los líquidos hacia el sondeo y crea un mecanismo de drenaje más eficiente para utilizar mejor los principios de la separación por gravedad. Manteniendo el gas dentro del depósito, la presente invención crea también un patrón de drenaje de líquido más efectivo dentro del depósito reduciendo la conicidad del gas alrededor del pozo y mejorando el mantenimiento de un impulsor de capa gasífera efectivo para desarrollar un sistema de drenaje de gravedad de liquido mejorado. El sistema de la presente invención por lo tanto actúa para oponerse a la liberación del gas desde la formación hacia el sondeo y reducir al minimo la conicidad indeseada de una capa gasífera, mientras que promueve asimismo la generación y el mantenimiento de un impulsor de capa gasífera más efectiva. Reteniendo el gas en el depósito, el flujo de los hidrocarburos líquidos deseados hacia el sondeo también está ayudado mediante la retención del gas en la solución dentro del aceite crudo para mantener una viscosidad de fluido menor, disminuyendo de esta manera la resistencia al flujo del aceite crudo a través del depósito. Puesto que la roca del depósito tiene una permeabilidad relativa más baja a los líquidos que el gas, particularmente cuando el crudo pierde sus componentes más ligeros y se convierte en más pesado, reduciendo al minimo la entrada de gas y manteniendo la presión del depósito mantiene el crudo más saturado con gas y menos viscoso de forma que es móvil y puede fluir más libremente hacia el área del sondeo. El inyector de la presente invención también se puede usar para mejorar significativamente la eficiencia de un sistema en el fondo del pozo diseñado para remover líquidos, típicamente agua, del sondeo que impida la producción de gas natural desde un depósito de gas. Proporcionando medios para la remoción eficiente de los líquidos que constituyen un problema que impiden la producción de gases que los depósitos de reserva de gas principalmente, la eficiencia de un sistema de recuperación de gas puede mejorarse de manera significativa. Los sistemas con cierre de gas del fondo del pozo positivo para remover las acumulaciones del liquido también serán más seguros de hacer funcionar puesto que el flujo del gas hacia la superficie a través de la cadena de tubería puede controlarse automática y positivamente si se pierde el control superficial.

Las técnicas de la presente invención se pueden usar para mejorar la productividad a largo plazo y aumentar la recuperación de reservas de hidrocarburo en muchos campos de petróleo existentes. En los nuevos campos de petróleo, particularmente aquellos en donde es deseable impedir o limitar la producción inútil o recuperación no económica de gas natural que disminuye la recuperación del crudo final, la presente invención ofrece una opción valiosa para efectuar la consumación o terminación. Estos nuevos campos continuamente se están descubriendo y desarrollando en ubicaciones fuera de la costa aisladas, y en muchos países que están justamente ahora desarrollando sus reservas de petróleo. El dispositivo de separación en el fondo del pozo de la presente invención, que se denomina de manera más apropiada un inyector de liquido, es un dispositivo accionado por un flotador que permite producir fluidos del depósito para que fluyan hacia una cadena de tubería de producción pero que impide de manera positiva la entrada de gas. En una modalidad preferida, el inyector impide la entrada de la arena de grano fino hacia el interior de la herramienta inyectora utilizando un dispositivo de tamizado positivo para proporcionar protección significativamente aumentada de la entrada de arena y reducir al mínimo el llenado y obturación mediante las partículas de arena de grano fino. Los tamaños de partícula de arena excluidos mediante el dispositivo de tamizado no impiden de manera significativa el flujo del fluido. El dispositivo de tamizado también proporciona ventajas relacionadas con la desintegración de espumas en el sondeo para mejorar el flujo del líquido en vez del gas hacia el interior del inyector. En una modalidad del inyector, la válvula de cierre de flujo se coloca en una posición elevada dentro o por encima del tubo de admisión y se cierra hacia la válvula de retención o vertical. Esta colocación de la válvula de cierre ocasiona que los líquidos en el tubo de admisión permanezcan debajo de la presión del sondeo mientras que está cerrada la válvula de cierre, impidiendo de esta manera la liberación del gas de solución en respuesta a la reducción de presión ocasionada por la acción de bombeo, reduciendo por lo tanto los problemas asociados con la inmovilización se traba por gas. Levantando la válvula de cierre mantiene también la válvula de cierre fuera del área inferior del flotador en donde puede asentarse la arena durante el tiempo en que la válvula está cerrada, reduciendo al minimo además de esta manera la posibilidad de obturación mediante la arena. Se proporciona un método mejorado para crear un depósito de liquido dentro de un sistema de producción o de bombeo del pozo. De conformidad con una técnica, el liquido no fluye directamente hacia la admisión de la bomba, y en vez de esto, el fluido de la formación del sondeo se desvía primero hacia un depósito vertical creado en un conducto anular entre la tubería y la caja mediante la adición de un empaquetador. La bomba en el fondo del pozo puede luego efectuar una atracción desde este depósito. En caso de que se cierre la válvula de cierre del inyector, la bomba continuaría atrayendo el líquido hasta que el nivel de fluido de trabajo disminuya hasta la admisión de la bomba. Un beneficio adicional de este concepto ocurre como resultado de la desintegración y separación del gas de solución adicional dentro del depósito vertical. El gas desde la formación de producción debajo del empaquetador puede descargarse a través de un tubo de ventilación que contiene un sistema de regulación de presión para asegurar una presión de sondeo suficiente para levantar o elevar el liquido hasta un nivel de trabajo por encima de una bomba. Este sistema también se puede beneficiar del uso de varios controles de contrapresión y mecanismos de entrada de fluido e inversión. El inyector de la presente invención también se puede combinar con una unidad de bombeo de haz mejorada como se describe en la Patente Norteamericana Número 3,971,213. Este sistema integrado usa la energia derivada de la presión del gas natural producida en el conducto anular en el depósito del líquido descrito anteriormente. Después de la reducción de presión en la superficie, el gas producido puede encaminarse hacia una linea de flujo para venta. No se requiere desperdicio ni quemado del gas producido, y en vez de esto se logra una operación integral. Las técnicas de la presente invención reducen al mínimo la producción de gas que, en muchas aplicaciones, es inútil y de desperdicio. Proporcionando un alivio de contrapresión controlado en un pozo de elevación de gas, se puede configurar un sistema de elevación de gas en un pozo fluente con empaquetadores dobles para crear una cámara por encima de la formación de producción. Un dispositivo regulador de tubería controla la presión del gas atrapado desde el sondeo que se libera hacia la cámara, que a su vez proporciona un diferencial de presión deseado a través de la formación y hacia el sondeo. El gas en la cámara además puede actuar como una primera etapa de elevación para el líquido que entra en la tubería. Varias modificaciones para esta técnica se discutirán más completamente a continuación. Las técnicas de la presente invención también se pueden usar para aumentar la productividad en pozos horizontales, como se discutirá adicionalmente a continuación. Las técnicas de la presente invención por lo tanto pueden usarse para aumentar la recuperación de hidrocarburo liquido conservando y utilizando el gas natural como un mecanismo impulsor del depósito de manera que una capa gasífera empuje el liquido hacia abajo hasta un agujero de perforación horizontal inferior o lateral. Un objeto de la presente invención es proporcionar un equipo y métodos mejorados para recuperar hidrocarburos de las formaciones subterráneas. De manera más especifica, la presente invención puede funcionar para retener un depósito de gas presionizado en el fondo del pozo y de esta manera mejorar la recuperación de los hidrocarburos líquidos, y también se puede usar para remover los líquidos que bloquean la recuperación efectiva de los hidrocarburos gaseosos. El método mejorado para producir hidrocarburos de un pozo sirve para retener de manera más eficiente y para utilizar la energía inherente del gas natural dentro del depósito. Un sistema diseñado apropiadamente de conformidad con la presente invención puede crear un mecanismo productor de depósito que reduce al mínimo los problemas de producción y recupera volúmenes significativamente mayores de las reservas del hidrocarburo líquido. Una particularidad de la presente invención es que las técnicas descritas en la presente pueden usarse para mantener un depósito en el fondo del pozo de manera que el inyector de líquido pueda funcionar independientemente de un sistema elevador artificial para el pozo. Los métodos de la presente invención también pueden utilizar un inyector de liquido por debajo de un sello anular o empaquetador entre la tubería y la caja para proporcionar medios para el control del alivio de la acumulación de la presión del gas del sondeo por encima del líquido en el sondeo y llevar al óptimo de esta manera el funcionamiento de admisión de depósito. El inyector del liquido también se puede incorporar con un sistema elevador de gas para lograr un diseño con un sondeo mejorado a fin de reducir la presión del depósito y los patrones de admisión. Las técnicas de la presente invención se pueden usar para mejorar la recuperación de hidrocarburo de los sondeos horizontales o altamente desviados y pueden también usarse en técnicas direccionales de perforación de pozo y de consumación o terminación. Una particularidad del sistema presente es que el inyector proporciona beneficios del control mejorado impidiendo la producción del gas de la formación con los líquidos de producción. El inyector incorpora un filtro de arena mejorado y puede utilizar un depósito de líquido por encima del empaquetador, y emplea opcionalmente una válvula de cierre colocada más cerca a la bomba. Las técnicas de la presente invención se pueden usar para reducir al mínimo e impedir la inmovilización del gas en los pozos bombeados y también reducir al mínimo la posibilidad de desprendimiento instantáneo del gas hasta la superficie permitiendo que el inyector actúe como un dispositivo de cierre de gas en el fondo del pozo. Las técnicas de la presente invención además dan por resultado lubricación mejorada para la varilla pulida a fin de reducir al mínimo el escape de hidrocarburos a través de la caja de relleno. La presente invención se puede usar para desaguar de manera efectiva los pozos de gas removiendo los líquidos que impiden la producción de gas óptima. En pozos en los cuales se producen hidrocarburos líquidos, el desperdicio de gas se reduce al mínimo y la conservación del gas mejora las capacidades impulsoras de gas. Una particularidad significativa de la presente invención es la productividad mejorada a largo plazo y la recuperación aumentada de reservas de hidrocarburo de los campos de petróleo existentes. En los nuevos campos, los sistemas de la presente invención proporcionan una opción de terminación efectiva a través de la tecnología existente. Reteniendo alto porcentaje de gas natural dentro del depósito y produciendo el petróleo o aceite mediante drenaje por gravedad, se recupera más aceite o petróleo. Una ventaja de la presente invención es que el equipo altamente sofisticado y las técnicas no se requieren para mejorar de manera significativa la producción de hidrocarburos. Otra ventaja significativa de la invención es el costo relativamente bajo del equipo y las técnicas de funcionamiento como se describen en la presente en comparación con las ventajas significativas obtenidas mediante el operario del pozo. Además, la duración útil de otro equipo de producción de hidrocarburo tal como las bombas de desplazamiento positivas en el fondo del pozo y las cajas en la cabeza del pozo se mejora mediante el sistema que se proporciona mediante esta invención. Estas y otros objetos, particularidades y ventajas de esta invención se harán evidentes de la siguiente descripción detallada, en donde se hace referencia a las figuras en los dibujos que se acompañan.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La Figura 1 es una vista ilustrativa simplificada de un inyector de conformidad con la presente invención suspendido de una cadena de tubería dentro del interior de una caja de un sondeo. Los mecanismos del flotador y válvula del fondo del pozo se ilustran de manera sencilla para facilidad de comprensión del inyector. La Figura 2 es una vista ilustrativa simplificada de una modalidad de un inyector de liquido de conformidad con la presente invención, incluyendo un tamiz de arena mejorado. La Figura 3 ilustra un inyector de conformidad con la presente invención que incorpora un empaquetador por debajo de un depósito de líquido y un tubo de ventilación de gas y una válvula de retención dotada de resorte colocada por encima del nivel del liquido de trabajo. La Figura 4 ilustra esquemáticamente el funcionamiento de recuperación de hidrocarburo mejorado que se proporciona mediante el inyector de liquido de la presente invención. La Figura 5 ilustra el uso de un inyector en una aplicación para mejorar la recuperación de hidrocarburos de zonas esencialmente agotadas. La Figura 6 ilustra las mejoras esquemáticamente en el desagüe por gravedad que se proporciona mediante el inyector de líquido de la presente invención y un depósito de líquido por encima del empaquetador. La Figura 7 ilustra una aplicación de un inyector de liquido usado en un pozo fluente con elevación de gas. La Figura 8 ilustra una aplicación en donde el inyector de liquido se usa en combinación con un elevador de gas de cámara con un control de purga.

La Figura 9 ilustra el uso de un inyector de conformidad con la presente invención en un pozo que fluye libremente. La Figura 10 ilustra un inyector usado para control de gas en una aplicación de pozo horizontal. La Figura 11 ilustra el uso de un inyector en una disposición alternativa en una aplicación de pozo horizontal . La Figura 12 ilustra otra aplicación en donde el inyector de líquido se usa con tecnología de agujero de perforación horizontal para recuperación de hidrocarburo mejorada.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS MODALIDADES PREFERIDAS Particularidades y Funcionamiento del Inyector La Figura 1 ilustra de manera sencilla los componentes principales de un inyector de líquido 10 de conformidad con la presente invención suspendido en una cadena de tubería TS dentro de un pozo de fondo que pasa a través de una formación F que lleva hidrocarburo. El inyector 10 de esta manera se coloca dentro del extremo inferior de una caja C que se perfora para permitir que los fluidos de la formación fluyen hacia el interior de la caja C y de esta manera rodeen el inyector 10. También de manera sencilla mostrada en la Figura 1 hay una bomba P del fondo del pozo que puede energizarse mediante un equipo de superficie tal como un gato de bomba (no mostrado) , con la energía siendo transmitida desde la superficie a la bomba a través de una varilla de succión R colocada dentro de la cadena de tubería TS de producción. La bomba P incluye una válvula de desplazamiento TV inferior que permite que los fluidos pasen hacia arriba desde el inyector de liquido 10 y hacia la bomba, y luego se transmiten a través de la tubería TS de producción hacia la superficie. Como se explica además a continuación, un nivel de líquido LL dentro de la caja C se mantiene idealmente mediante el inyector 10 para permitir que los hidrocarburos líquidos sean transmitidos a la bomba P y luego hasta la superficie a través de la cadena de tubería TS, mientras que el conducto anular A entre la cadena de tubería TS y la caja C por encima del nivel del liquido esté ocupada mediante el gas presionizado. El inyector de líquido 10 como se muestra en la Figura 1 incluye un alojamiento externo 12 con una pluralidad de perforaciones de admisión 14 que permiten que el liquido dentro del interior de la caja C fluya hacia el interior del alojamiento 12 y luego hacia el flotador 22 para rodear al tubo vertical 16 que quede en comunicación de fluido con el extremo inferior de la cadena de tubería TS . Una válvula de admisión 19 o de cierre inyectora incluye un miembro de válvula 18 que coopera con el asiento de cierre 20 en el extremo inferior del tubo 16, y el miembro de válvula 18 a su vez se mueve con el flotador 22 que rodea la tubería 16 para controlar el flujo del líquido hacia el tubo 16. El flotador 22 en el fondo del pozo por lo tanto funciona en respuesta a los líquidos que rodean el mismo dentro del alojamiento 12. El miembro de válvula 18 de esta manera baja con respecto al alojamiento 12 cuando el flotador 22 se llena con liquido, abriendo de esta manera la válvula de cierre 19 y permitiendo que los líquidos fluyan hacia arriba hasta la cadena de tubería más allá de una válvula de retención o vertical 24 y entra en la bomba P. Para la mayoría de las operaciones en donde se usa la bomba P, la válvula vertical forma parte de la bomba P y queda inmediatamente debajo de la válvula TV. Cuando el gas en el conducto anular A desplaza el liquido de manera que el líquido ya no fluye a través de los orificios 14 hacia el flotador 22, el flotador 22 se levanta para cerrar la válvula 19 e impedir que el gas entre en el interior de la cadena de tubería TS. La operación básica del inyector 10 por lo tanto es relativamente sencilla y el inyector mismo es económico y confiable. La válvula de retención o vertical 24 de esta manera impide que los fluidos que pasan hacia arriba más allá de esta válvula - - regresen mediante gravedad de nuevo al inyector. Aquellas personas expertas en la técnica apreciarán que el flotador 22 puede tener varias configuraciones, y que pueden usarse otras disposiciones de manera que la válvula de cierre 19 responda automáticamente a la operación del flotador. La Figura 2 ilustra un inyector de líquido 26 modificado de conformidad con la presente invención que puede suspenderse de manera semejante desde una cadena de tubería TS como se muestra en la Figura 1. El inyector de liquido 26 incluye los componentes descritos anteriormente y aún cuando la configuración de los componentes se puede alterar, se usan los mismos números de referencia en la presente para componentes funcionalmente semejantes. El inyector 26 por lo tanto incluye un flotador 22 movible dentro de un alojamiento 12. En el extremo inferior del alojamiento 12, un enchufe 28 es removible para roscar una tubería inferior cerrada que sirve como un depósito de arena para el inyector. Para la modalidad mostrada en la Figura 2, el miembro de válvula 19 se ha reemplazado por una combinación de un vastago de válvula 30 movible alargado y un cuerpo de válvula 32 colocado estrechamente adyacente al asiento 20. El vastago de válvula 30 se asegura al flotador 22 como se ha descrito anteriormente, aún cuando es evidente que la válvula de admisión 19 o de cierre para el inyector 26 se ha elevado considerablemente - en comparación con la modalidad anteriormente descrita. Asimismo, el fluido que fluye hacia arriba hasta la válvula de cierre 19 marcha ascendentemente a través de un tubo 16 de flujo de diámetro más pequeño en donde puede continuar ascendiendo hasta una bomba P como se ha descrito anteriormente. Inmediatamente por encima de la válvula de cierre 19 está la válvula vertical 24 para la bomba, como se ha descrito anteriormente. Tal como con la operación del inyector anteriormente descrito, el flotador baja y eleva el vastago de válvula 30 para abrir y cerrar la válvula 19 usando el cuerpo de válvula 32. El cuerpo de válvula 32 se abre para liberar el diferencial de presión cuando cae el flotador, y la válvula se cierra cuando el gas desplaza al liquido. El cuerpo de válvula 32 tiene un orificio de alivio en el mismo, tal y como se describe más completamente en la Patente Norteamericana Número 3,451,477. En una aplicación apropiada, el flotador 22 puede tener un diámetro externo de 7.62 centímetros y una longitud de aproximadamente 9.144 metros y puede fabricarse de metal de espesor 16. El alojamiento externo o camisa 12 del inyector 26 puede tener aproximadamente un diámetro externo de 10.16 centímetros. La Figura 2 también muestra una cabeza del inyector 34 para interconectar estructuralmente el tubo con el extremo inferior de la tubería de producción PT . Asimismo, debe quedar comprendido que la válvula de cierre 19 como se muestra en la Figura 2 puede usarse en la parte inferior del inyector como se muestra en la Figura 1. El alojamiento 12 como se muestra en la Figura 2 no incluye las aberturas de admisión 14 y en vez de esto se proporciona un tamiz de arena en forma de manguito 36. Los fluidos deben por lo tanto pasar a través del tamiz 36 de forma de manguito y hacia el interior del alojamiento o camisa 12. Los separadores de liquido/gas de la técnica anterior, la operación del separador puede inhibirse mediante la formación de arena que pueda acumularse en el flotador y restringir la operación del separador. El inyector 26 como se muestra en la Figura 2 reduce al minimo este problema proporcionando un tamiz 36 de filtración de arena a través de la admisión de fluido primaria del flotador. Pueden usarse varios tamices 36 comerciales, tales como el tamiz pre-empacado Johnson (US Filter) o el tamiz de malla de alambre de capas múltiples de Pall Corporation. El tamiz 36 por lo tanto se ajusta a través de o reemplaza una porción del alojamiento o casco externo del inyector para reducir al mínimo los problemas de obturación de arena mientras que asimismo no restringe indebidamente el flujo del liquido hacia el inyector. El tamiz 36 preferido también puede ayudar a recuperar los hidrocarburos reduciendo la formación de espuma y separando los líquidos de los gases. Un tamiz 36 preferido de conformidad con la presente invención de preferencia está adaptado para bloquear por lo menos el 90 por ciento de la arena que tiene un tamaño de partícula de 10 micrones a 30 micrones o mayor contra su entrada al interior del inyector, mientras que permite que aquellas cuantas partículas más pequeñas que de aquel tamaño pasen a través del tamiz y de esta manera no restringir indebidamente el flujo del fluido u ocasionar obturación del tamiz. El tamiz 36 puede tener extremos roscados superior e inferior para acoplamiento coincidente con el alojamiento 12 y con la cabeza 34 que conecta al tamiz 36 con la cadena de tubería TS. La selección del tamiz y su tamaño de partícula que bloquea las particularidades dependerá hasta un grado considerable en las condiciones de la formación y las operaciones en el fondo del pozo, y las características del tamiz deseado pueden alterarse con la experiencia. El inyector 26 como se muestra en la Figura 2 tiene su válvula de admisión o cierre 19 para el inyector colocado verticalmente hacia arriba con relación a un extremo inferior del flotador 22. En los separadores de liquido/gas de la técnica anterior, habla convencionalmente una separación vertical de aproximadamente 9.144 metros o más entre la válvula de admisión o cierre y cualquier válvula vertical 24. Cuando la válvula de cierre inferior está cerrada, la presión en la linea de 9.144 metros entre estos componentes se bajó hasta un vacio mediante la acción de la bomba P, que en algunos casos ocasionó que los hidrocarburos líquidos en esta linea de 9.144 metros se evaporaran. Cuando la válvula de cierre inferior se abrió luego, los sistemas de bombeo podrían convertirse en sistemas a trabas por gas. La mejora al interioir como se muestra en la Figura 2 vuelve a colocar la válvula de cierre significativamente hacia arriba en el alojamiento del inyector, e idealmente inmediatamente debajo de la válvula vertical 24. Más particularmente, el espacio vertical entre la válvula de cierre 19 y la válvula 24 se elimina esencialmente y ahora es idealmente menos de diez veces que el diámetro nominal externo del alojamiento 12 y de preferencia es menor de aproximadamente tres veces el diámetro nominal externo del alojamiento 12. La válvula de cierre por lo tanto se hace funcionar mediante una varilla 30 larga delgada fijada a la parte inferior del flotador 22, y con la varilla extendiéndose hacia arriba hasta el asiento de cierre 20. Proporcionando la válvula de cierre estrechamente adyacente a la válvula vertical 24, el volumen entre estas válvulas se reduce para permitir la entrada inmediata del líquido bajo presión del pozo cuando se abre la válvula de cierre.

El diseño como se muestra en la Figura 2, por lo tanto resuelve dos problemas con dispositivos de separación de la técnica anterior. Los primeros líquidos en el tubo de admisión largo 16 no permanecen bajo presión del pozo cuando se cierra la válvula de cierre, lo cual reduce el problema de trabado por gas de la bomba como se describe en lo que antecede. En segundo lugar, elevando la válvula de cierre 19, se mantiene fuera del área inferior del flotador en donde la arena que pasa a través del filtro 36 tendería a asentarse durante el tiempo en que está cerrada la válvula, reduciendo al minimo de esta manera la posibilidad de obturación de arena. El filtro 36 como se desdribe en lo que antecede proporciona un dispositivo de tamizado mejorado que aumenta de manera significativa la protección a la entrada de arena de grano muy fino dentro del inyector y reduce al minimo una posibilidad de obturación, mientras que sirve también para desintegrar las espumas en el sondeo para mejorar el flujo de líquidos hacia el inyector. La combinación del tamiz 36 de filtro y la re-colocación de la válvula de cierre 19 inyectora como se muestra en la Figura 2, mejora de esta manera significativamente la operación del inyector.

Repuesto del Líquido por Encima del Empaquetador La Figura 3 ilustra otra disposición de un inyector de líquido 54 de conformidad con la presente invención. Los componentes del inyector 54 no se han ilustrado en la Figura 3 puesto que puede quedar comprendido que aquellos componentes pueden conformarse a las modalidades anteriormente descritas. El alojamiento 12 externo del inyector 54 incluye una pluralidad de aberturas 14 que permite que los fluidos entren en el interior del inyector desde el conducto anular radialmente hacia afuera del inyector. La operación básica del inyector 54 es como se ha descrito anteriormente. Para la modalidad como se muestra en la Figura 3, un empaquetador 44 en el fondo del pozo se proporcione entre el inyector 54 y la caja C. Un tubo 46 de ventilación de gas pasa sellablemente a través del empaquetador 44 y se extiende hacia arriba hasta por encima del nivel de trabajo del líquido LL dentro de la caja C, como se muestra en la Figura 3. Debe quedar comprendido que el conducto anular A entre la cadena tubular TS y la caja C por encima del nivel del liquido LL, está ocupado por gas, mientras que el conducto anular por debajo del nivel del líquido LL como se muestra en la Figura 3, se ha llenado con liquido. Una válvula 48 de retención dotada de resorte se proporciona en el extremo superior del tubo 46 de ventilación de gas y dentro de la porción gaseosa del conducto anular. La válvula de retención 48 dotada de resorte asegura que la presión en el sondeo permanezca adecuada para elevar el liquido en el conducto anular A por encima de los orificios 40 de entrada de tubería. Este sistema de ventilación de gas por lo tanto proporciona un sistema de ventilación y producción de gas y mantiene una elevación adecuada para el nivel del fluido de trabajo a fin de impedir que la bomba P funciona contra una válvula cerrada como se explicará más completamente a continuación. En el sistema elevador artificial utilizando una bomba de sondeo P y un inyector 54, la admisión a la bomba P se cierra positivamente cuando se cierra la válvula de cierre del flotador. A no ser que la bomba se programe mediante detección en el fondo del pozo o los dispositivos medidores de salida de energía superficiales para cerrarse, la operación de la bomba continuará contra la válvula cerrada y por lo tanto desperdiciará energía. Asimismo, cuando se abre la válvula de cierre, el líquido es forzado hacia el tubo 16 de flujo despresionizado y esta acción de chorro puede inducir la vaporización. Funcionando contra la válvula del inyector cerrada, el sistema de bombeo levanta y baja ineficientemente todo el volumen del fluido dentro de la tubería en cada carrera ascendente y descendente de la bomba. Además, cada carrera ascendente produce un vacío debajo de la válvula vertical que añade una carga de bomba adicional. Cuando se abre la válvula de cierre del separador mientras que el volumen debajo de la válvula vertical está a una presión reducida, el líquido sería enviado a través de la válvula de cierre del separador y se puede despresionizar de tal manera que el gas en solución con el aceite crudo puede expanderse para encenderse y separarse. Este encendido podria ocasionar varias consecuencias indeseables, incluyendo el enfriamiento y por lo tanto la creación de parafinas o la participación de sólidos o la creación de un volumen de gas dentro de la cámara de la bomba se impediría un llenado de líquido del 100 por ciento y de esta manera reduciría la eficiencia de la bomba. Estos mismos problemas ocurrirían con otros tipos de sistema se bombeo elevadores artificiales, tales como las bombas sumergibles eléctricas o las bombas de desplazamiento positivo hidráulicas. El sistema como se muestra en la Figura 3 impide el bombeo contra una válvula de cierre cerrada proporcionando un empaquetador 44 para sellar el conducto anular entre la cadena de tubería TS y la caja C por encima del inyector de íquido, y proporcionando las aberturas 40 desde el conducto anular entre la tubería y la caja por encima del empaquetador pero por debajo de la admisión de la bomba. Los líquidos de la formación de esta manera fluyen hacia el interior del alojamiento del inyector y hacia arriba más allá del empaquetador 44, y luego a través de una válvula de retención 25. Esta cámara LC de líquido anular por lo tanto forma un depósito vertical del cual la bomba P puede atraer el fluido. Como se muestra en la Figura 3, el inyector 54 en la modalidad mejorada elimina los problemas anteriormente descritos para los separadores de la técnica anterior, proporcionando un depósito del líquido de tal manera que la admisión de la bomba no se suministra directamente sólo el fluido pasando durante ese momento a través de la válvula de cierre del inyector, sino también mediante el líquido en el depósito que fluye a través de las aberturas 40 del conducto anular. El inyector 54 y la bomba P pueden funcionar de esta manera independientemente en respuesta al depósito del liquido, y pueden funcionar continuamente o de manera intermitente como se regula mediante la formación de producción y la interacción del inyector y la bomba. La bomba P por lo tanto de preferencia funcionará como se regula mediante el nivel del liquido en este depósito vertical. Una ventaja significativa de este concepto es que la operación de la bomba puede supervisarse y controlarse desde la superficie de tal manera que no necesita hacerse funcionar cuando no tenga un suministro de liquido suficiente hacia la admisión de la bomba. Sin embargo, mientras que la bomba está inactiva, la formación puede continuar produciendo desde el depósito y a través del inyector. Cualesquiera de los líquidos de la formación producidos del depósito son por lo tanto capturados y se recuperan fácilmente cuando la bomba se activa subsecuentemente. Ajustando la velocidad de bomba para mantener un nivel LL de líquido de trabajo por encima de la admisión de la bomba, se asegura la producción de gas óptima mientras que los periodos de cierre cortos y el accionamiento repetido de las válvulas del inyector se igualan. La pérdida de admisión de fluido a término más prolongado puede manejarse mediante controles de desconexión de bomba sincronizados o detectados mientras que la producción continuaría hacia el depósito mientras la válvula estuviera cerrada. El depósito del líquido vertical como se muestra en la Figura 3 por lo tanto se crea en el conducto anular entre la tubería y la caja y por encima del empaquetador u otro sello 44. El empaquetador 44 a su vez se coloca por encima de la válvula de cierre del inyector. Las aberturas 40 por encima del empaquetador 44 establece la comunicación entre (a) la cámara interior colocada axialmente entre la válvula 24 vertical y el empaquetador 44, y (b) el depósito vertical anular circundante axialmente entre el empaquetador 44 y el nivel del líquido LL. Estas aberturas 40 permiten por lo tanto el acceso de fluido entre el depósito hacia tanto la válvula vertical como la admisión de la bomba. Siempre cuando la producción del liquido desde la formación de producción sea igual o exceda el volumen de la salida de la bomba hacia la superficie, el sistema como se muestra en la Figura 3 funciona a eficiencia máxima. En caso de que la salida del líquido del inyector exceda el rendimiento de la bomba, el nivel de liquido dentro del depósito anular se elevaría. Esta elevación del nivel de fluido continua hasta que la presión hidrostática del líquido en el nivel de la válvula del inyector se iguale a la presión de la formación de producción disponible para mover el líquido hacia afuera del inyector. De hecho, el depósito del liquido por encima del empaquetador deja por lo tanto que la presión de la formación mueva el líquido independientemente de la salida de la bomba de manera que la bomba puede detenerse cuando el nivel del liquido disminuye mientras que la formación continua produciendo. Debe quedar comprendido que el sistema como se muestra en la Figura 3 permite dos controles desde la superficie a fin de controlar de manera más eficiente el sistema productor de fluido en el fondo del pozo. Debido al depósito anular por encima del empaquetadura 44 que permite una producción del liquido continua desde la formación independientemente de la bomba, la bomba en el fondo del pozo puede detenerse mientras que no tiene liquido para suministrar su admisión. Un mecanismo de control apropiado para detener la bomba puede ser un detector de flujo/no flujo en la superficie de la linea de flujo, u otros detectores convencionales que supervisan la carga de la bomba electrónicamente. Una vez que se detiene la bomba, puede programarse para hacerse re-arrancar automáticamente después de un período de tiempo especificado, durante el cual el liquido está de nuevo acumulándose en el depósito anular. El sistema como se muestra en la Figura 3 asegura la producción de hidrocarburo óptima ajustando la velocidad de la bomba para mantener el nivel del fluido de trabajo por encima de la admisión de la bomba. Un control apropiado de desconexión de bomba permitiría una operación de bomba a término más prolongado y, de manera más importante la producción desde el depósito a través del sondeo continua cuando la bomba se desconecta. Tal como con las operaciones elevadoras artificiales convencionales, seria un diseño deseable que la capacidad de la bomba coincida estrechamente la producción del liquido de la formación. El control superficial segundo se obtiene supervisando y controlando la presión del gas en el conducto anular A. Si ningún gas se purga desde el conducto anular en la superficie, no se produce ningún gas mediante el sistema descrito en la presente. La formación hacia el diferencial de presión del sondeo necesaria para mover el líquido a través de la formación puede lograrse de esta manera únicamente mediante remoción del líquido a través del sondeo. Dependiendo de las propiedades especificas de la formación y del fluido y el mecanismo impulsor del fluido de producción de hecho dentro de la formación de producción, sin embargo, cierto gas puede purgarse fuera de la superficie para llevar al óptimo la producción o liberar la acumulación. Esto puede lograrse usando dispositivos de control de contrapresión disponibles que pueden purgar el volumen de gas deseado hacia una línea de flujo de superficie del pozo o hacia una unidad separadora de líquido/gas colocada en la superficie. El tubo de ventilación 46 como se muestra en la Figura 3 por lo tanto permite que el gas se mueva desde la formación hacia el conducto anular entre la tubería y caja. El tubo 46 funciona para transportar el gas a través del depósito de líquido anular de manera que no se burbujea hacia arriba a través del liquido y por lo tanto quede atrapado o vaya hacia la solución en el crudo y entre en la succión de una bomba. Un método de hacer pasar el gas desde por debajo del empaquetador 44 hasta la porción superior del conducto anular se obtiene deseablemente sin que el gas se ponga en contacto con el liquido en el depósito anular. La longitud del tubo 46 por lo tanto se diseñaría para que se extendiera por encima de la altura esperada del líquido en el conducto anular a su nivel de trabajo máximo. La válvula de retención 48 impide que el liquido vuelva a entrar en el tubo 46 y fluye hacia la formación. El mecanismo de control de contra-presión descrito en lo que antecede puede obtenerse de manera sencilla proporcionando un resorte 50 para retener cerrada la válvula 48. La válvula 48 por lo tanto actúa de manera efectiva como un dispositivo de contra-presión para asegurar que siempre haya un nivel más elevado de presión de gas en la formación para impulsar el liquido hacia el inyector y hacia arriba a través del depósito anular, independientemente de la presión de gas en el conducto anular. Por ejemplo, si la carga del resorte seleccionada en la válvula 48 requiriera un diferencial de 14.06 kilogramos por centímetro cuadrado para abrirse, aún cuando la presión del conducto anular se purgara hacia la atmósfera en la superficie, una presión de la formación de 14.06 kilogramos por centímetro cuadrado quedaría disponible para elevar el liquido hasta el depósito anular. En caso de que una válvula superficial en comunicación con el conducto anular estuviera cerrada, la válvula 48 todavía mantendría la presión de la formación a un nivel más elevado y el liquido sería transferido hacia arriba hasta que la acumulación del nivel del líquido igualara la presión del depósito en el sondeo.

El sistema como se muestra en la Figura 3 por lo tanto proporciona un método para crear un depósito de liquido a fin de suministrar de manera más eficiente a la bomba P. El liquido puede ser transferido continuamente desde el inyector al depósito de liquido y desde el depósito del líquido a la bomba mediante las aberturas 40 apropiadas. Este método también asegura que el diferencial de presión quede disponible para proporcionar energia de la formación para elevar el liquido hacia el depósito anular. Proporcionando la particularidad de contra-presión como se discute en lo que antecede, el diferencial de presión óptimo alrededor del sondeo puede obtenerse para movimiento del fluido de la formación máximo y recuperación del hidrocarburo. Este sistema logra estos objetos mientras que elimina o reduce al minimo la producción de gas natural y mantiene su contribución valiosa como una fuente de energia para agotar eficientemente la zona de aceite dentro de la formación del sondeo. En muchas ubicaciones aisladas en donde los hidrocarburos líquidos se producen pero en donde no haya accesible una linea de tubería de gas, el gas por lo tanto tendría que quemarse y por lo tanto desperdiciarse. El sistema de la presente invención permite la producción de aceite mientras que evita estos problemas y también lleva al máximo la producción de hidrocarburos líquidos desde la formación.

El inyector de conformidad con la presente invención también se puede usar con una unidad de potencia de sondeo de gas mejorada tal como aquella que se da a conocer en la Patente Norteamericana Número 3,971,213 incorporada en la presente por referencia. La unidad de bombeo como se da a conocer en la patente '213 describe una unidad de bombeo de varilla de succión que puede energizarse mediante el gas natural atraído desde el conducto anular entre la tubería y la caja de un pozo. Esta presión de gas, que sólo necesita ser una cantidad mínima de gas por encima de la presión de la linea de flujo, se puede usar para energizar un pistón que a su vez hace accionar el haz de una unidad de bombeo. Las ventajas obtenidas mediante este sistema incluyen el funcionamiento de la bomba con una presión incremental baja mientras que permite el regreso del gas usado hacia una linea de ventas, y también contra-equilibran el sistema con la energía de la presión almacenada en la estructura hueca de la unidad. La unidad de bombeo como se describe en la patente '213 por lo tanto se puede usar junto con el inyector en el fondo del pozo como se discute en la presente para crear un sistema de producción que puede funcionar a un costo minimo, y sin el gasto y el mantenimineto de una unidad impulsora de motor energizado de gas eléctrico en la superficie.

Otra modificación al sistema mostrado en la Figura 3 es proporcionar otra válvula de retención 25 por encima del empaquetador 44, y uno o más tubos 52 abiertos hacia la tubería TS directamente debajo de un disco o enchufe en la tubería debajo de los orificios 40, que proporcione comunicación de fluido desde por encima de la válvula de retención al conducto anular por encima del empaquetador. Cualquier gas en solución que no entra en el interior del inyector de esta manera puede pasar a través de la válvula de retención 25 y luego el tubo de descarga 52 para moverse hacia arriba hasta el nivel del fluido de trabajo en vez de pasar a través de la válvula vertical y hacia la bomba. El gas luego se descarga hacia la cámara debajo del nivel LL de líquido pero por encima de los orificios 40, de manera que el gas migra hacia arriba hasta el nivel LL de líquido y hacia el conducto anular gaseoso por encima del nivel. El líquido, por otra parte, entra en la bomba P desde el conducto anular en una posición debajo de la descarga desde uno o más de los tubos 52, de manera que fluye poca cantidad de gas en caso de que fluya el gas desde el conducto anular hacia la bomba durante su funcionamiento . En otra modalidad de este concepto de inversión de fluido y el cual sirve para el objeto de los tubos 52, la válvula de retención 25 puede cargarse por debajo de la cabeza 34 del inyector dentro de un suplente corto que tiene esencialmente el diámetro de la tubería TS. Este suplente con la válvula de retención 25 se conectaría directamente con el tubo 16. Por encima de la cabeza 34, otro suplente de la tubería de una longitud de por lo menos 1.829 a 3.048 metros contendría un divisor vertical que crea dos pasajes de flujo: uno cerrado en la parte superior hacia la cadena de tubería de producción y con aberturas hacia el conducto anular en su ubicación superior y abierto en el fondo hacia el flujo desde el inyector 54, y el otro cerrado en el fondo hasta el flujo desde el inyector 54 y teniendo orificios abiertos hacia el conducto anular en el fondo y abiertos en la parte superior hacia la válvula vertical 24.

Producción de Gas Eficiente Quedará también comprendido que la producción de gas desde el depósito puede también permitirse de acuerdo con esta invención. El tubo 46 a través del empaquetador 44, como se muestra en la Figura 3, se extiende hasta por encima del nivel LL de líquido esperado para permitir el flujo del gas. La válvula de retención 48 en la parte superior del tubo 46 impide la re-entrada por debajo del empaquetador. Aplicando un control de contra-presión en el tubo de ventilación 46 a través de un mecanismo de resorte 50, una presión de conducto anular más bajo por encima del líquido se puede mantener para crear un diferencial de presión para el nivel del líquido deseado y el flujo del fluido, así como un alivio controlado del gas del depósito desde la la formación F y por debajo del empaquetador 44 hasta por encima del nivel LL de líquido y hacia el conducto anular A entre la tubería y la caja. Pueden también usarse junto con el tubo 46 de ventilación varios otros mecanismos de re-entrada e inversión de fluido no mostrados en la Figura 3. Además, el sistema como se muestra en la Figura 3, puede usarse en aplicaciones de desaguar para pozos de gas. Como se ha mencionado anteriormente, proporcionando un depósito por encima del empaquetador 44 deja que la presión de la formación mueva el líquido independientemente de la salida de al bomba. La bomba P puede por lo tanto detenerse cuando cae el nivel de líquido, mientras que la formación se mantiene produciendo. Esta configuración específica proporciona asimismo un método para bombear deseablemente las acumulaciones del líquido fuera de un pozo de gas y por lo tanto aumentar la producción del gas . El líquido puede ser un condensado (o gas líquido) , o puede ser un condensado combinado con agua. en el caso de la acumulación del condensado, el depósito del líquido proporciona un método de bombear superior comparado con las técnicas del ramo anterior. Como se discute en lo que antecede, la vaporización conduce directamente a problemas de trabado de gas para la operación de bombear (tanto de pozos de aceite como pozos de gas con el condensado y/o el aceite) . La técnica de esta invención deseablemente evita la vaporización y reduce la ineficiencia de bombeo. En cuanto a la acumulación del agua, el agua se puede acumular en el depósito vertical por encima de los empaquetadores 44 y bombearse eficientemente hacia afuera en vez de acumularse alrededor de las perforaciones de la formación productora de gas en donde el agua puede ocasionar una alteración de tipo de rociadura indeseable en el conducto anular del pozo. El inyector como se muestra en la Figura 3 puede también usarse junto con pozos horizontales como se describe subsecuentemente para obtener y mejorar la recuperación y mejorar el funcionamiento del depósito. El sistema de esta invención es también uno que acomoda mejor los pozos empacados con grava puesto que reduce la velocidad de admisión de fluido y daño al sondeo.

Funcionamiento del Depósito Mejorado Mejorando las particularidades y la operación del inyector como se describe en lo que antecede, pueden obtenerse beneficios significativos reteniendo in situ el gas natural de la formación o el gas inyectado dentro del depósito para efectuar la recuperación aumentada de los hidrocarburos líquidos. En vez del uso de la energia del gas natural para producir inmediatamente cantidades elevadas de hidrocarburos y por lo tanto agotar la formación, el concepto de la presente invención retiene la energia de gas natural como un fluido impulsor para lograr regímenes de flujo de hidrocarburo líquido iniciales y regímenes de flujo de hidrocarburo líquido a largo plazo significativamente más elevados en comparación con las técnicas del ramo anterior, sin dañar el depósito. El concepto básico del método de conformidad con la presente invención se puede mostrar con respecto a la Figura 34, se ilustra un depósito verticalmente grueso idealizado con la formación F portadora de aceite teniendo una permeabilidad vertical continua buena, y con ya sea la capa gasífera inicial GC o el crudo altamente saturado por encima de la formación que forma una capa gasífera secundaria con reducción de presión. De acuerdo con la práctica convencional, la parte inferior de la formación estarla abierta al depósito y los hidrocarburos se producirían a un régimen más elevado posiblemente junto con el gas. Esta acción agotarla rápidamente la zona del líquido del sondeo puesto que el gas tendería a presentar conicidad hacia la zona agotada de presión, impulsando el gas hacia el pozo. Esta conicidad convencional darla por resultado una interfaz de gas a líquido como se muestra en líneas de guiones en la Figura 4. Esta conicidad es altamente indeseable puesto que reduce significativamente la recuperación de aceite final y agota prematuramente la reserva de gas. La conicidad por lo tanto se evita o por lo menos se reduce al mínimo de acuerdo en las técnicas de la presente invención. Como se muestra en la Figura 4, un empaquetador 44 se proporciona en el conducto anular entre la caja C y la cadena de tubería TS de producción. La caja por encima de la formación F, incluyendo la zona de gas, está también perforada. El gas en el sondeo debajo del empaquetador 44 y por encima del nivel LL de líquido, regresa para ayudar a la capa gasífera, y se mantiene fuera de la cadena de tubería TS mediante el inyector 54. De acuerdo con la presente invención, el gas se impide de entrar en el sondeo debido a la operación del inyector 54 (que puede tener las particularidades de los inyectores descritos anteriormente) , y por lo tanto el gas puede permanecer dentro del depósito. Este escenario fuerza el depósito a mantener una interfaz esencialmente horizontal entre los hidrocarburos líquidos en la formación F y la capa gasífera GC, que actúa en el líquido desde la parte superior hacia abajo y tiende a ayudar en el desagüe por gravedad de líquido hacia abajo y luego lateralmente hacia el sondeo.

Será evidente para aquellas personas expertas en la técnica que no todos los depósitos responderán a este mecanismo impulsor de gas forzado como se describe en lo que antecede. Los regímenes productores de líquido tenderían a ser más bajos inicialmente a medida que se elimina la aceleración impulsora de gas y la elevación de gas natural. Forzando el regreso del gas desde la parte superior del sondeo de nuevo hacia la capa gasífera dentro del mismo pozo, se requerirán terminaciones exentas de resistencia óptima y diferenciales de presión adecuados para impulsar el gas de nuevo hacia la formación. Este diferencial de presión deseado puede generarse mediante la presión debajo del empaquetador 44 y en la zona de gas GC que refleja la presión más elevada en el fondo de la columna del líquido en y cerca del inyector 54, en donde la presión más elevada resulta de la carga hidrostática de líquido en la formación relativamente gruesa. Se describirá posteriormente la manera de hacer regresar el gas producido en el sondeo que podrá lograrse o ayudarse mediante otros medios mecánicos. Un diferencial de presión desde el sondeo hacia la formación puede crearse en la parte superior de la columna de gas dentro del sondeo mediante la columna de líquido elevada que se acumula después de que el inyector se cierra para encerrar el gas. Ese diferencial de presión tratará de desplazar el gas de nuevo hacia la formación, aún cuando ese diferencial de presión típicamente es bastante pequeño y, excepto para aplicaciones con depósitos gruesos de varios cientos de metros o más, la formación puede no ser lo suficientemente permeable para que el gas regrese hacia el depósito. Un diferencial de presión pequeño puede por lo tanto no impedir de manera efectiva la acumulación de gas continua en el sondeo. La interfaz de líquido/gas puede por lo tanto moverse de manera relativamente rápida hacia abajo hasta la admisión del inyector, mientras que la interfaz tendría tendencia a elevarse muy lentamente para ocasionar sólo la abertura intermitente del inyector. Pueden ser necesarios estudios del depósito en algunas aplicaciones para definir los requisitos y características físicas de los depósitos que conducirán a un funcionamiento mejorado de acuerdo con la presente invención, y para analizar la economía relativa de la presente invención en comparación con las técnicas de exploración y recuperación de hidrocarburo convencionales. Muchos depósitos, sin embargo, se beneficiarán de los conceptos de la presente invención y darán por resultado un funcionamiento significativamente mejorado. Los conceptos de la presente invención también pueden ampliarse a situaciones de depósito aplicables para la recuperación secundaria y terciaria manteniendo el gas en el depósito de acuerdo con la presente invención y luego añadiendo el gas con una operación de inyección secundaria o terciaria convencional. De esta manera, los conceptos de la presente invención y el mantenimiento de los gases de la formación cuando se combinan con los gases inyectados, tales como el dióxido de carbón, nitrógeno, gas natural o vapor, pueden ayudar además a la recuperación de los hidrocarburos. El mecanismo impulsor del gas aplicable puede iniciarse de esta manera o mejorarse en los depósitos más antiguos en los cuales el gas natural se ha agotado considerablemente. El inyector de la presente invención, desde luego, también tenderá a mantener cualquier gas inyectado en la formación en vez de recuperar el gas expulsado hacia la superficie y luego de nuevo re- inyectar el gas. La Figura 5 ilustra una operación de recuperación secundaria o terciaria con un inyector 54 en la parte inferior de un sondeo. Una cadena de inyección de gas 56 se extiende desde la superficie hacia el fondo del pozo a través del empaquetador 44 para suministrar gas presionizado a la capa gasífera GC. Una válvula 57 de retención se puede proporcionar opcionalmente en el extremo inferior de la línea de inyección 56 y posiblemente dentro del empaquetador 44, para impedir que el fluido fluya hacia arriba más allá del empaquetador a través de la línea de inyección 56. Los compresores convencionales (si se necesitan) típicamente se proporcionarían en la superficie para esta operación de inyección de gas. La Figura 5 por lo tanto ilustra el gas que suministra a la capa GC tanto desde la parte inferior del sondeo en donde se prohibe que el gas entre en la cadena de tubería TS mediante el inyector 54, y desde el gas por encima del nivel LL de líquido que es admitido en el sondeo y hacia la capa gasífera GC mediante la cadena de inyección 56. Debe quedar comprendido que esta inyección de gas también ocurriría a través de un pozo separado como es el caso en muchos proyectos de re-inyección de gas y re-presionización, o depósitos de almacenamiento de gas. La bomba P como se ha descrito anteriormente no se muestra en las Figuras 4 y 5, sino en muchas aplicaciones se proporcionará una bomba en el fondo del pozo por encima del inyector 54 para bombear los fluidos hacia la superficie a través de la cadena de tubería TS de producción. Los hidrocarburos líquidos de esta manera se pueden recuperar de acuerdo con la presente invención desde una formación subterránea sin producir gas natural con los hidrocarburos líquidos. Colocando el inyector como se describe en lo que antecede en el fondo del pozo en el sondeo adyacente a la formación de producción, la energía de la presión del gas se mantendrá para hacer fluir los hidrocarburos líquidos hacia una cadena tubular de producción y luego hacia la superficie. Este sistema puede tener presión de gas suficiente para elevar o hacer fluir una columna de líquido hasta la superficie sin el uso de ningún sistema elevador artificial de manera que el sistema comprende solo una cadena de tubería de producción y un inyector en el fondo del pozo. El inyector puede estar abierto hacia la formación de producción y se hace funcionar dentro de la cadena de la caja para retener el gas en la formación. Toda el área anular entre la tubería y la caja puede exponerse de esta manera a los fluidos de la formación a esencialmente la presión de la formación. La presión del agujero inferior fluente de gas y líquido en la admisión hacia el inyector puede de esta manera ser de energía suficiente para mover los líquidos a través del inyector y a través de la cadena de tubería de producción hasta la superficie. Los pozos de aceite fluente son ayudados comúnmente mediante la incorporación de gas en la columna del líquido, ya sea como partes de la formación o como la desintegración del gas a través de la producción de presión a medida que el líquido se eleva dentro de la tubería. Esta incorporación de gas reduce la densidad promedio del fluido que fluye y de esta manera requiere menos energía de presión de fluido para elevar los hidrocarburos hasta la superficie. Separando el gas en la parte inferior del sondeo mediante el inyector de acuerdo con esta invención puede aumentar de esta manera la densidad promedio del fluido fluente y por lo tanto puede requerir una presión más elevada para elevar el fluido. En pozos del conducto anular abiertos como se describe en lo que antecede, el inyector puede separar el líquido del gas dentro del sondeo y hacer fluir los líquidos hasta la superficie mientras que proporciona asimismo la presión para la formación del gas que exceda la carga hidrostática de la columna de fluido, más la contrapresión de línea de flujo. Esta configuración no es común debido a que por lo general no es deseable exponer el conducto anular y por lo tanto exponer la caja misma a presiones más elevadas de la formación. Por lo tanto, los pozos con presiones de la formación lo bastante elevados para fluir y particularmente los pozos más profundos, se equipan generalmente con un empaquetador o dispositivo de sellado colocado en el fondo de la cadena de la tubería para sellar el conducto anular entre la caja y la tubería y de esta manera aislar la presión de la formación desde debajo del empaquetador y dentro de la cadena de tubería. El volumen anular en los pozos profundos de alta presión puede llenarse esencialmente con salmuera u otro líquido más pesado que el agua que contiene un inhibidor de corrosión. Estos fluidos y los proyectos de supervisión aseguran que la alta presión no se escape hacia el conducto anular. En pozos con un empaquetador que se sella con el conducto anular, el inyector de conformidad con la presente invención puede todavía usarse para separar el líquido y el gas y de esta manera conservar el gas y su energía asociada dentro de la caja. La Figura 4 por lo tanto ilustra este concepto, con el inyector colocado debajo del empaquetador. El tubo de ventilación 46 como se discute en lo que antecede no necesita proporcionarse para la modalidad mostrada en la Figura 4. La energía de gas todavía puede usarse para hacer fluir los hidrocarburos líquidos hasta la superficie . El inyector de la presente invención por lo tanto se puede usar adyacente a una formación de producción y en un pozo fluente a fin de evitar producir el gas natural. Proporcionando el inyector 54 debajo del empaquetador 44 en pozos de alta presión, el conducto anular entre la tubería y la caja puede sellarse de la presión de la formación. El inyector 54 debajo del empaquetador también se puede usar en un pozo producido mediante un sistema elevador artificial en donde el método elevador artificial es un elevador de gas de circuito cerrado que se hace funcionar con necesidad mínima para gas complementario desde la formación. El inyector de la presente invención por lo tanto se puede usar en aplicaciones numerosas en donde la producción de gas es indeseada, inútil o se prohibe. La Figura 6 ilustra otra aplicación usando el inyector 54 de esta invención. En esta aplicación, un depósito incluye una formación F que lleva el petróleo inferior y una capa gasífera superior GC. El inyector 52 se suspende en el pozo de la cadena de tubería TS de producción. Un empaquetador 44 proporcionar un sella de conducto anular entre la cadena de tubería TS y la caja C en la posición por encima de la capa gasífera GC. El inyector 54 impide la entrada del gas hacia la cadena de la tubería de manera que el gas se mueve hacia arriba en el coducto anular para levantarse por encima del nivel LL de líquido y vuelve a entrar en la formación. La capa gasífera se mueve hacia abajo desde la interfaz mostrada en líneas de guiones hasta la interfaz mostrada en líneas continuas, y de esta manera mueve el líquido hacia abajo y hasta el pozo sin conicidad. Los orificios de cruce 88 en la columna de tubería TS por encima del empaquetador 44 permiten la comunicación de nuevo con el conducto anular. La válvula vertical 24 se proporciona por encima de los orificios 88 de cruce, y la bomba P energizada mediante el cordón de varilla R se proporciona luego por encima de la válvula vertical. El conducto anular por encima del empaquetador 44 obtiene de esta manera un nivel de flujo de trabajo para una operación eficiente de la bomba P, como se ha descrito anteriormente. Los sistemas anteriormente descritos, junto con el inyector 54, permiten que la formación produzca lo suficientemente sin desintegración del gas ni conicidad, y sin embargo utiliza el gas de la formación para ayudar al flujo y/o la elevación artificial en el pozo. Este sistema en el fondo del pozo puede permitir la purga de una cantidad controlada del gas de la formación atrapado por el sistema de producción para permitir la producción eficiente de líquidos desde la formación, como se describirá. El sistema en el fondo del pozo puede también mantener un diferencial de presión predeterminado óptimo entre el sondeo y la formación. Como se menciona anteriormente, puede usarse un empaquetador en muchas aplicaciones pero no necesita proporcionarse siempre. El gas de la formación de esta manera puede utilizarse de manera efectiva para ayudar a elevar los líquidos desde el pozo de una manera que usa las ventajas de producir un pozo con un inyector en el fondo del pozo pero que permite solamente la producción del líquido a través del inyector. Una variación de la modalidad anteriormente descrita incorpora un elevador de gas con un empaquetador 44 en el conducto anular entre la tubería y la caja, como se muestra en la Figura 7. Este sistema utiliza válvulas elevadoras de gas LV colocadas a lo largo de la cadena de tubería TS y por encima del empaquetador para ayudar a producir el líquido desde el inyector del líquido hacia la superficie. El equipo superficial ilustrado en la Figura 7 incluye una unidad 66 separadora del líquido/gas superficial con una línea de flujo 68 de hidrocarburo líquido extendiéndose desde la misma. El gas desde el separador 66 puede fluir a través de la línea 70 hasta el compresor 72, que a su vez se energiza mediante mediante el motor de gas 74. El gas presionizado luego se hace circular en un circuito directo, y puede descargarse de nuevo hacia el pozo para actuar en las válvulas elevadoras LV y ayudar a llevar el hidrocarburo líquido hasta la superficie. Se discutirá a continuación una explicación adicional de las válvulas elevadoras LV. El sistema como se muestra en la Figura 8 usa un empaquetador 44 inferior y un empaquetador 78 superior para crear una cámara 80 en el conducto anular entre la tubería y la caja. Esta cámara puede conectarse a fluido con el sondeo debajo del empaquetador 44 inferior que desemboca hacia la formación F, mediante una línea 82 de ventilación. Como se muestra en la Figura 8, el empaquetador 44 inferior por lo tanto incorpora un tubo 82 con una válvula de retención 84 en su extremo superior. Este tubo 82 permite la liberación del gas de la formación hacia la cámara 80 de manera que la presión del gas se acumula por encima del empaquetador 44 inferior. La válvula de retención 84 impide la comunicación desde la cámara 80 de nuevo hacia la formación y cierra la cámara 80 de manera que puede acumularse una carga de gas para el proceso elevador de gas. Dentro de la cámara 80, una o más válvulas elevadoras LV pueden detectar y mantener la presión en la cámara 80 a un nivel suficiente para crear el diferencial deseado del depósito hacia el sondeo. Por consiguiente, cuando la presión se acumula por encima de este nivel, el gas de la formación se descarga desde la cámara 80 hacia la tubería y por lo tanto hacia la superficie. Las válvulas elevadoras adicionales en la cámara pueden detectar el nivel de los líquidos que se levantan en la tubería y pueden abrirse para elevar el líquido hacia arriba hasta la válvula elevadora de gas superior. Una ventaja significativa del sistema como se muestra en la Figura 8 es que la producción de gas puede controlarse y utilizarse para fines elevadores, pero no se permite que fluya ningún gas libre hacia el dispositivo tubular abierto a través del inyector 54. Las válvulas elevadoras de gas LV permiten este control de presión en la cámara 80 inferior y detectan el fluido S en la cadena de tubería TS . La tecnología elevadora de gas convencional de esta manera se combina con el inyector 54 de la presente invención para permitir que solamente el flujo de líquido desde el depósito y para retener la presión de la capa gasífera para mejorar el flujo por gravedad. Además, el sistema como se muestra en la Figura 8 proporciona la purga controlada en la presión de gas debajo del empaquetador 44 inferior dentro del sondeo y utiliza directamente esa descarga de gas para ayudar a las válvulas elevadoras 86 a producir el líquido deseado desde la cadena de tubería. Se muestran dentro de la cámara 80 dos válvulas elevadoras de gas pero aquellas personas expertas en la técnica comprenderán que las válvulas de gas adicionales pueden ser deseadas o necesarias para volumen adicional . La válvula superior, que se conoce comúnmente como una válvula accionada por presión de la caja, típicamente se ajustará mediante pre-carga de fuelle interna hasta una presión conocida y de esta manera actuará como un regulador. Esto asegurará que la presión en la cámara 80 y la presión del sondeo correspondiente nunca excederá el límite de presión del sondeo deseada que se selecciona mediante análisis de índice de productividad para admisión de fluido del depósito óptimo. Esta válvula reguladora superior por lo tanto se abrirá y descargará el gas hacia la tubería cuando la presión de la cámara excede su graduación predeterminada. El gas descargado hacia la tubeería ayudará a elevar cualquier líquido dentro de la tubería hasta la superficie. La válvula elevadora inferior, que es la válvula controlada por la presión de la tubería, se diseña para abrirse a una presión de tubería interna preseleccionada alcanzada por la columna aumentada del líquido por encima de esta válvula. Cuando el inyector permite una admisión suficiente, la válvula elevadora de gas inferior se abre, y luego la acumulación de gas en la cámara 80 fluye repentinamente debajo del líquido elevando el líquido adicionalmente hasta la cadena de tubería. Estas válvulas elevadoras de gas también se denominan comúnmente como las válvulas intermitentes. La combinación del inyector y las válvulas elevadoras de gas como se describe en lo que antecede también puede incorporarse en un sistema elevador artificial en el cual el mecanismo elevador primario es el sistema cerrado que funciona con las válvulas elevadoras de gas por encima del empaquetador superior. Durante el funcionamiento, el líquido puede levantarse o elevarse parcialmente mediante el gas de la formación de alivio que viene desde la cámara inferior para ser recogido mediante el sistema 86 elevador de gas principal por encima del empaquetador 78 superior de manera que el contenedor de líquido es llevado hacia la superficie. Por consiguiente, la formación F y la cámara 80 pueden mantenerse a una presión v.g. de 70.30 kilogramos por centímetro cuadrado o a aproximadamente 35.15 kilogramos por centímetro cuadrado menos que la presión del depósito cerrado. Esta presión de 70.30 kilogramos por centímetro cuadrado quedará disponible a la válvula de la cámara inferior para ayudar a elevar los contenedores de líquido cuando se activan para hacerlo. Las válvulas elevadoras principales 86 pueden responder a la presión del conducto anular por encima del empaquetador 78 superior que se requiere para ayudar a impulsar los contenedores de líquido S hacia la cabeza del pozo W. La separación convencional del líquido/gas, el procesamiento y los mecanismos de descompresión que se proporcionan en la superficie pueden extraer los líquidos deseados y hacer recircular el gas a través del sistema elevador artificial. Los componentes del sistema 66, 68, 70, 72 y 74 se describieron anteriormente. El exceso de gas introducido desde la formación y su entrada hacia la cadena de la tubería desde la cámara de alivio inferior 80 puede utilizarse parcialmente como combustible para el motor del compresor 74, que reduce el gas producido mediante el sistema del pozo. Pueden usarse cálculos de ingeniería de la facilidad y el depósito para determinar la cantidad calculada de la formación de gas que debe utilizarse para lograr la productividad del pozo deseada. La condición específica del sitio tendrá influencia en el diseño para utilizar apropiadamente cualquier exceso del gas producido, ya sea para línea de ventas, encendido mínimo o reinyección hacia otra zona o pozo. Usando las técnicas conocidas de ingeniería de elevación de gas y depósito, el sistema de la presente invención se puede diseñar para mantener un diferencial de presión deseado entre el interior de la perforación del pozo y la formación para crear la admisión de fluido del depósito deseada.

Aplicaciones del Pozo Fluente Como se ha mencionado anteriormente, el inyector de líquido de la presente invención puede usarse en pozos elevados artificiales. Obteniendo las ventajas significativas de retener in situ el gas dentro del depósito, sin embargo, el inyector del líquido puede contribuir a la recuperación del hidrocarburo líquido desde un pozo fluente de alta presión que tendrá una presión suficiente en el fondo del pozo para elevar una columna de fluido razonablemente ligero hasta la superficie. En la ubicación de recuperación aislada, los sistemas para manejar el gas producido por lo tanto no sería necesario reteniendo de esta manera el depósito en una condición ideal. En una aplicación, un pozo de alta presión puede tener el conducto anular entre la tubería y la caja abierto hacia el depósito. En otra aplicación, el empaquetador 44 en el fondo del pozo, como se muestra en la Figura 4, puede colocarse en el conducto anular entre la tubería y la caja. Si se desea, el conducto anular por encima del empaquetador 44 puede llenarse en un fluido protector, tal como lodo de perforación o un fluido de terminación. La Figura 9 ilustra el gas de alta presión que actúa hacia abajo en el líquido de la formación a través de la capa gasífera GC y que forza al líquido de la formación hacia el inyector 54. El sistema como se muestra en la Figura 9 tiene una alta presión en la formación para dar por resultado un pozo que fluye libremente. Los hidrocarburos líquidos por lo tanto pasan hacia arriba en la cadena de la tubería hasta la cabeza del pozo W en la superficie sin elevación artificial. El sistema de esta manera puede hacerse funcionar sin un empaquetador entre la tubería y la caja, como se muestra en la Figura 9, para ayudar a recuperarse de un pozo fluente que no utiliza elevador artificial. Los hidrocarburos líquidos pueden por lo tanto fluir hacia afuera del anillo 58 desde la cabeza del pozo . El gas en el conducto anular A entre la cadena de tubería TS y la caja C pueden mantenerse a una presión deseada mediante el regulador 64 en la superficie. Esta presión puede supervisarse mediante el calibrador 62 y se mantiene idealmente a un nivel seguro, sin embargo, lo suficientemente alto para mantener el pozo en una condición que fluya libremente. El exceso de gas puede recuperarse de manera económica a través del regulador 64.

Aplicaciones del Pozo Horizontal Las técnicas de la presente invención son también aplicables a la tecnología de la perforación del pozo horizontal en donde uno o más de los agujeros de la perforación horizontales o laterales se perforan desde y se conectan hasta un pozo esencialmente vertical. La tecnología del pozo horizontal puede proporcionar una variedad de configuraciones de recuperación de hidrocarburo en el fondo del pozo. Esa tecnología tiene la ventaja significativa de crear un sistema de drenaje más prolongado y efectivo a través del depósito que la tecnología del pozo vertical convencional. El inyector de la invención presente puede aplicarse en muchas de estas aplicaciones para ofrecer ventajas considerables a través de las técnicas de recuperación de hidrocarburo del pozo vertical convencional . Una perforación de pozo horizontal por lo general queda paralela a la formación, y por lo tanto puede perforarse y completarse a fin de desembocar hacia una formación productora a través de una distancia relativamente prolongada. La perforación del pozo horizontal o lateral por lo tanto tiene una oportunidad mucho mayor para recoger los fluidos del depósito para producción hacia la superficie y la productividad para los agujeros de perforación horizontales de acuerdo pueden aumentarse considerablemente a través de los pozos verticales convencionales. La tecnología de la perforación del pozo horizontal, por lo tanto, puede recuperar un porcentaje mayor del aceite y el gas de los depósitos en comparación con la tecnología de la perforación del pozo vertical convencional. Para acomodar los altos volúmenes de fluido que pueden producirse mediante los agujeros de perforación horizontales o laterales, el pozo vertical con el inyector en el mismo debe ser lo bastante grande para acomodar herramientas de tamaño suficiente de la presente invención y para hacer coincidir la producción de fluido anticipada. Pueden usarse varios tipos de sistemas elevadores artificiales junto con el inyector y la tecnología de la perforación del pozo horizontal. La presión dentro del conducto anular del pozo puede controlarse desde la superficie, como se ha explicado en lo que antecede para controlar la presión productora del agujero de fondo en cada uno o más de las perforaciones de pozo colocadas dentro de la zona de producción. Como se menciona anteriormente, un empaquetador puede usarse por encima de la zona de producción para aislar el conducto anular desde la tubería y la caja para producir fluido, con el inyector entonces proporcionándose debajo del empaquetador. Un sistema con un inyector por lo tanto puede usarse confiablemente para flujo de alta presión en aplicaciones del pozo horizontal. El inyector, como se describe en lo que antecede, utiliza un concepto de flotador de tal manera que el inyector se puede instalar y hacer funcionar en una posición casi vertical. Esta limitación no limita el uso de esta tecnología en aplicaciones del pozo horizontal, sin embargo, como se muestra en las Figuras 10, 11 y 12. Además, podría proporcionarse un sistema flotador modificado o un sensor de densidad en el fondo del pozo para detectar la presencia de líquidos o gas, y la válvula de cierre podría hacerse accionar eléctrica, hidráulica o mecánicamente en respuesta a este sistema del flotador modificado o sensor de densidad de manera que la operación del inyector no necesita limitarse a una orientación vertical o casi vertical en la perforación del pozo. El inyector de líquido de conformidad con la presente invención por lo tanto puede quedar por debajo o por encima de las laterales horizontales y dentro de la porción vertical del pozo. La configuración horizontal de los pozos de producción, como se describe en lo que antecede se puede usar para mejorar la recuperación mediante drenaje por gravedad, como se ha descrito anteriormente, y hay ventajas distintas que se logran reteniendo la energía del gas dentro de la formación en las aplicaciones del pozo horizontal. En la Figura 10, el pozo horizontal intersecta el pozo vertical por encima del inyector 54. La capa gasífera GC fuerza el aceite hacia abajo para recogerse mediante el agujero de la perforacioón horizontal. El empaquetador 44 sirve para su objeto anteriormente descrito de impedir que el gas se mueva hacia arriba en el conducto anular del pozo, y por lo tanto ayuda a mantener la capa gasífera GC deseada. Por consiguiente, la caja C puede perforarse en la zona de la capa gasífera GC y por encima del nivel de líquido LL. La bomba P impulsa el aceite hacia la superficie y para esta aplicación se prefiere una bomba P sumergible eléctrica de alto volumen para bombear grandes regímenes de flujo del aceite a través de la cadena de tubería TS. Las configuraciones de bomba sumergible eléctrica y convencional requerirían la adición de orificios 40 y 88, como se muestra en las Figuras 3 y 6, para permitir el flujo del fluido más allá del motor de la bomba para enfriamiento. Como se muestra en la Figura 10, una o más laterales horizontales se pueden perforar desde una perforación del pozo esencialmente vertical dentro de un solo plano esencialmente horizontal. Una o más laterales horizontales por lo tanto cada una se puede iniciar desde un agujero vertical mediante un agujero piloto utilizado para comenzar el agujero de la perforación horizontal. Puede usarse un bit piloto para cortar un agujero en la caja y comenzar la lateral horizontal. El bit piloto puede luego recuperarse y una herramienta de perforación convencional se usa para dar por resultado el agujero de la perforación horizontal. Puede usarse un bisel desviador recuperable de manera que las herramientas no interfieran con la colocación subsecuente del inyector en el agujero de la perforación. Si se coloca un tapón de cemento en la porción vertical del agujero de la perforación, el tapón puede perforarse después de que se completen los agujeros de la perforación horizontal. La Figura 11 ilustra un agujero de perforación horizontal perforado en la formación F debajo de una capa gasífera GC como una continuación de los agujeros de perforación verticales. El aceite entra a través de un forro SL, que funciona típicamente dentro de un pozo de perforación empacado con grava. Pueden usarse tecnologías de perforación horizontales con los conceptos de la presente invención. Pueden usarse tanto agujeros horizontales como altamente angulares que se extienden desde la perforación del pozo existente para aumentar el área de drenaje. Los conductos a los cuales se hace comúnmente referencia como agujeros de drenaje se pueden configurar como una variedad de perforaciones de chorro o agujeros de perforación más grandes o agujeros perforados de radio corto pueden usarse también junto con el inyector de la presente invención. Después de perforar las laterales, el inyector 54 puede luego colocarse dentro, por encima de la formación productora y en la porción vertical de la perforación del pozo. Como se muestra en la Figura 11, la lateral del sondeo no vertical se proporciona debajo del inyector 54 y de esta manera se abrirá hacia los fluidos de producción. Esta configuración permite la perforación y terminación del sondeo horizontal por debajo de la sección vertical del pozo. El sondeo puede encerrarse o cementarse completamente hacia abajo hasta por lo menos la formación de producción conteniendo positivamente de esta manera el fluido dentro de la formación. En los pozos que requieren elevación artificial, el inyector y la admisión hacia la bomba P pueden colocarse a un nivel lo suficientemente bajo con relación a la formación de producción de tal manera que la presión de depósito disponible en la formación puede elevar los líquidos a por lo menos el nivel de la bomba. Las características del depósito por lo tanto determinarían la altura relativa a la cual el inyector y la bomba se colocarían, lo cual a su vez determinaría las características de perforación horizontal y terminación.

Para colocar el inyector 54 lo más cerca posible a la zona de producción se requerirá el uso de técnicas de terminación y de perforación horizontal existentes de radio más corto. El conducto anular A encima de la bomba puede controlarse a presión en la superficie para supervisar el nivel de líquido LL deseado. Los hidrocarburos líquidos desde la bomba P por lo tanto se producen hacia la superfice a través de la cadena de tubería de producción TS. Otro ejemplo de tecnología de pozo horizontal se muestra en la Figura 12, en donde una segunda capa de laterales o sondeos horizontales se extienden desde el sondeo vertical que contiene al inyector 54. La lateral del sondeo superior puede colocarse dentro de la zona de gas y por encima de la formación F portadora de líquido relativamente espesa. El inyector 54 actúa para hacer circular el gas separado de nuevo hacia el depósito y para hacer regresar la energía al depósito para impulsar el aceite desde la roca de la formación. Reteniendo el gas en la formación y separando el gas en el fondo del pozo, se evitan de esta manera equipos y técnicas costosas que involucran la recuperación de la energía del gas y la reinyección subsecuente del gas de nuevo hacia la formación. Quedará comprendido que más de un sondeo puede extenderse lateralmente desde el sondeo vertical, tanto en la capa gasífera como la formación de producción, y en direcciones diferentes para abarcar un área de drenaje más grande. A este técnica se hace comúnmente referencia como usar las multi-laterales . Usando el inyector del líquido de la presente invención junto con una o más de las laterales o de los conductos de fluido del sondeo esencialmente horizontales que se extienden a gran distancia hacia la formación de producción, se mejora considerablemente la productividad desde el pozo. El inyector se puede usar para transmitir libremente los líquidos hacia la cadena de tubería de producción mientras que se impide la entrada del gas hacia la superficie. Proporcionando el inyector en o cerca del nivel de la formación de producción y dentro del agujero de perforaciones esencialmente vertical está abierto hacia una o más de las laterales, la producción del líquido desde una o más de los agujeros de perforación horizontales puede aumentar de manera significativa y se proporciona gas libre de nuevo a través de la formación de producción opcionalmente hacia una o más de las perforaciones o conductos horizontales separados a un nivel más elevado dentro de la formación. La Figura 12 por lo tanto da a conocer otra ventaja posible de usar la tecnología de terminación del pozo horizontal con un segundo agujero de la perforación colocado en la tapa gasífera para facilitar el drenaje por gravedad mediante presión de gas mejorada en la capa gasífera. La capa gasífera mejorada mantenida mediante la lateral superior en la parte superior del depósito contribuye por lo tanto a la producción de los líquidos desde la lateral inferior. Proporcionando un empaquetador en el pozo, como se muestra en las Figuras 10 y 12, las técnicas para la invención presente pueden auto-sustentarse mediante el regreso forzado del gas hacia las zonas superiores. La Figura 12 ilustra la manera en que el inyector 54 se puede usar en una sección vertical del pozo que tiene una o más perforaciones horizontales, cada una perforada de niveles diferentes. Combinando un inyector de la presente invención con la alta productividad desde los pozos laterales mientras que se retiene asimismo la energía de gas del depósito en el fondo del pozo, es una manera efectiva para llevar al máximo la recuperación del hidrocarburo. Pueden usarse varios tipos de bombas tales como la bomba sumergible eléctrica en combinación con un inyector para crear un pozo de producción eficiente y de alto volumen. Como se muestra en la Figura 12, un agujero de perforación horizontal a través de una sección superior se puede usar para transportar el gas inyectado profundamente hacia el depósito para un mecanismo impulsor más efectivo hacia el sondeo de producción horizontal. Este sistema con sondeos horizontales superior e inferior haría circular y retendría el gas que se impide de moverse hacia la cadena de tubería mediante el inyector y por lo tanto se mantiene en la formación en el fondo del pozo. Como se ha dado a conocer anteriormente, la presión de gas por debajo del empaquetador 44 puede mantener un nivel LL de disco deseado en el conducto anular por encima del empaquetador, con los orificios 88 de cruce por encima del empaquetador sirviendo para el fin anteriormente descrito. Un sistema semejante a aquél que se muestra en la Figura 12 proporciona recuperación intensamente mejorada usando métodos de recuperación secundario o terciario a través de los cuales los depósitos agotados de presión se haría que produjeran niveles más elevados. Usando dos agujeros de perforación horizontales de pozos verticales diferentes, el gas desde la superficie también se puede usar para ayudar al concepto impulsor. La línea de inyección 56 por lo tanto se extiende desde la superficie a través del empaquetador 44 en el fondo del pozo para ayudar a mantener una capa gasífera efectiva GC. La válvula de retención 57 opcionalmente se puede proporcionar a lo largo de la línea 56 para limitar el flujo del gas a lo largo de la línea 56 hacia una dirección descedente. Los conceptos de la presente invención también pueden ser aplicables a una versión de la tecnología de recuperación de "hincharse e inflarse", en donde el gas se inyecta durante un periodo de tiempo y luego se suspende mientras que se produce la acumulación del líquido. La zona de gas para presionización podría inyectarse desde un pozo descentrado, de preferencia colocado estructuralmente cerca del pozo de recuperación. En la modalidad del empaquetador doble usado con la tecnología horizontal, el mecanismo regulador de tubería puede usarse para controlar y atrapar el alivio del gas desde el sondeo hacia la cámara entre los empaquetadores y proporcionar de esta manera el diferencial de presión deseado desde la formación al sondeo, mientras que el inyector impide la producción de gas libre. El gas en la cámara entre los empaquetadores además puede actuar como la primera etapa elevadora para contenedores de líquido que entran en la tubería. El inyector de la presente invención puede ayudar considerablemente a la productividad de los pozos horizontales utilizando el gas libre que se impide de pasar hacia la cadena de tubería mediante el inyector para mejorar la producción del líquido. En una modalidad alternativa, se coloca un empaquetador en el sondeo entre las laterales del inyector de gas superiores y las laterales de recuperación de fluido inferiores . Pueden ser posibles varias otras modalidades utilizando el inyector de la presente invención. Todo el depósito puede desembocar hacia el sondeo y la formación aislarse únicamente por debajo del empaquetador. Únicamente el líquido se puede producir a través del inyector de líquido y el gas que se hace recircular de nuevo hacia la zona de gas. El gas también puede inyectarse a través del empaquetador para reabastecer la energía del gas como se ha descrito anteriormente. La re-entrada del gas hacia la zona de gas se facilita mediante el uso de agujeros de perforación laterales horizontales conectados con el sondeo por debajo del empaquetador. El inyector de líquido de la presente invención por lo tanto se puede incorporar en los programas de inyección de gas de campo existentes o planeados para ayudar a controlar la desintegración del gas. Una particularidad significativa del inyector y la configuración del empaquetador de conformidad con la invención, que se menciona brevemente en lo que antecede, es el riesgo reducido de un estallido del pozo. El gas no queda libre para escaparse desde un pozo ayudado por una bomba que incluye un inyector como se da a conocer en la presente. Solamente la cantidad pequeña de gas por encima del empaquetador, y el aceite por encima de la bomba y el gas en solución en los líquidos que pasan a través del inyector quedaría como combustible disponible para cualquier estallido. Por consiguiente, un pozo que incluye el inyector y la tecnología de esta invención puede controlarse más fácilmente si no ocurre un estallido. Aun cuando los conceptos de la presente invención pueden trabajar en varios tipos de pozos, el gas restante dentro del depósito y la recuperación de un alto porcentaje de aceites mediante drenaje por gravedad es muy efectivo para usarse en depósitos más gruesos en donde una capa gasífera o desintegración del gas en solución se usa por lo demás como un mecanismo para mejorar la producción temprana para detrimento de recuperación de aceite más prolongada, pero más productiva. Usando los beneficios del inyector, si el cierre del gas en el fondo del pozo como se describe en la presente, las condiciones del depósito apropiadas pueden identificarse y la recuperación del depósito llevarse al óptimo. Idealmente, el depósito es relativamente grueso y tiene buena permeabilidad vertical. Esto proporciona un buen mecanismo para hacer regresar el gas hacia la capa gasífera y mejorar el sistema de drenaje por gravedad. Si el gas se produjera para crear la presión óptima en el conducto anular, entonces el gas se puede re-inyectar de nuevo hacia el depósito para conservación y la conicidad ineficiente en el pozo de producción todavía se controla. La eficacia del sistema con nitrógeno, dióxido de carbono y otros gases inyectados también es práctica.

La exposición que antecede y la descripción de la invención por lo tanto también son asuntos para explicar los mismos. Se apreciará por aquellas personas expertas en la técnica que varios cambios en el tamaño, forma y materiales asi como en los detalles de la construcción y sistemas ilustrados, la combinación de particularidades y los métodos tal y como se discuten en la presente pueden efectuarse sin desviarse de esta invención. Aún cuando la invención por lo tanto se ha descrito en detalle para varias modalidades, debe quedar comprendido que esta explicación es para fines de ilustración y que la invención no debe limitarse a estas modalidades. Las modificaciones al sistema y los métodos descritos en la presente se harán evidentes para aquellas personas expertas en la técnica en vista de esta exposición. Estas modificaciones se llevarán a cabo sin desviarse de la invención, que se define mediante las reivindicaciones.

Claims (38)

R E I V I N D I C A C I O N E S

1. Un sistema para recuperar líquidos de una formación en el fondo del pozo y a través de una cadena de tubería de producción, que comprende: un inyector en el fondo del pozo para hacer pasar los fluidos de la formación a través del inyector y hacia la cadena de tubería de producción mientras que se impide que los gases pasen a través del inyector, un empaquetador colocado por encima del inyector en el fondo del pozo para sellar un conducto anular del pozo radialmente hacia fuera de la cadena de tubería de producción; un tubo de ventilación que se extiende sellablemente hacia arriba a través del empaquetador, de tal manera que los gases pasan a través del tubo de ventilación y hacia el conducto anular por encima del empaquetador; y uno o más orificios pasantes que establecen comunicación de fluido entre el conducto anular por encima del empaquetador y la cadena de tubería de producción por encima del empaquetador.

2. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, que además comprende: una válvula de retención empujada a lo largo del tubo de ventilación, de tal manera que la presión del gas por debajo del empaquetador mantiene un nivel de líquido deseado en el conducto anular por encima del empaquetador.

3. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, que además comprende: una bomba en el fondo del pozo colocada a lo largo de la cadena de tubería de producción por encima de uno o más de los orificios pasantes para bombear los líquidos hasta la superficie.

4. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, que además comprende: una válvula de retención colocada a lo largo de la cadena de tubería de producción en una posición debajo de uno o más de los orificios pasantes para impedir que el fluido que pasa a través de la válvula de retención regrese hacia el inyector.

5. El sistema de conformidad con la reivindicación 4, que además comprende: uno o más líneas de descarga conectadas a fluido con la cadena de tubería de producción en una ubicación por encima de la válvula de retención, de tal manera que el fluido pasa mediante la válvula de retención y es descargado desde un orificio de descarga de la línea de descarga en una posición por encima de uno o más de los orificios pasantes y el fluido regresa desde el conducto anular hasta la cadena de tubería de producción a través de uno o más de los orificios pasantes en una posición debajo del orificio de descarga de la línea de descarga.

6. El sistema de conformidad con la reivindicación 5, en donde la válvula de retención está colocada debajo del empaquetador y dentro del inyector en el fondo del pozo.

7. Un método para recuperar líquidos de una formación en el fondo del pozo y a través de una cadena de tubería de producción que comprende: proporcionar un inyector en el fondo del pozo en comunicación de fluido con la cadena de tubería de producción; colocar un empaquetador por encima del inyector en el fondo del pozo para sellar un conducto anular del pozo radialmente hacia afuera de la cadena de tubería de producción; proporcionar un conducto de ventilación que se extiende sellablemente hacia arriba a través del empaquetador ; establecer comunicación de fluido entre el conducto anular por encima del empaquetador y la cadena de tubería de producción por encima del empaquetador, de tal manera que los gases pasan a través de la tubería de ventilación hasta el conducto anular por encima del empaquetador; hacer pasar automáticamente los fluidos de la formación a través del inyector desde el fondo del pozo y hacia la cadena de tubería de producción mientras que se impide que los gases pasen a través del inyector; y colocar una bomba en el fondo del pozo a lo largo de la cadena de la tubería de producción por encima de uno o más de los orificios pasantes para bombear los líquidos que se han hecho pasar a través del inyector en el fondo del pozo y hacia la superficie.

8. El método de conformidad con la reivindicación 7, que además comprende: mantener una presión de gas en el conducto anular debajo del empaquetador para mantener un nivel de líquido deseado en el conducto anular por encima del empaquetador.

9. El sistema de conformidad con la reivindicación 7, que además comprende: colocar una válvula de retención a lo largo de la cadena de tubería de producción en una posición debajo de una o más de los orificios pasantes para impedir que el fluido que pasa a través de la válvula de retención regrese hacia el inyector.

10. Un sistema para recuperar líquidos de una formación en el fondo del pozo y a través de una cadena de tubería de producción que comprende: un inyector en el fondo del pozo para hacer pasar los fluidos de la formación a través del inyector hacia la cadena de tubería de producción mientras que se impide que los gases pasen a través del inyector; un empaquetador colocado por encima del inyector en el fondo del pozo para sellar un conducto anular del pozo radialmente hacia afuera de la cadena de tubería de producción; y el empaquetador está colocado verticalmente por encima de una capa gasífera que fuerza los líquidos hacia abajo y hacia el inyector, de tal manera que los gases que son impedidos de entrar en la cadena de tubería de producción mediante el inyector, son retenidos en el fondo del pozo mediante el empaquetador para ayudar a la recuperación de los fluidos de la formación.

11. El sistema de conformidad con la reivindicación 10, que además comprende: una línea de inyección de fluido que se extiende desde la superficie y que pasa sellablemente a través del empaquetador para inyectar el gas de inyección seleccionado debajo del empaquetador para mejorar la capa gasífera.

12. El sistema de conformidad con la reivindicación 10, que además comprende: una bomba en el fondo del pozo colocada a lo largo de la cadena de tubería de producción por encima del inyector en el fondo del pozo para bombear los líquidos hasta la superficie.

13. El sistema de conformidad con la reivindicación 12, que además comprende: uno o más orificios pasantes que establecen comunicación de fluido entre el conducto anular por encima del empaquetador y la cadena de tubería de producción por encima del empaquetador para mantener un nivel de líquido en el conducto anular por encima del empaquetador.

14. El sistema de conformidad con la reivindicación 10, que además comprende: una o más válvulas elevadoras colocadas a lo largo de la cadena de la tubería de producción y colocadas axialmente entre el empaquetador y la superficie para hacer pasar selectivamente los gases del conducto anular a través de la cadena de tubería de producción para elevar los contenedores de líquido hasta la superficie a través de la cadena de tubería de producción.

15. El sistema de conformidad con la reivindicación 10, que además comprende: un segundo empaquetador superior para sellar el conducto anular del pozo radialmente hacia afuera de la cadena de tubería de producción, formando el empaquetador y el segundo empaquetador superior una cámara anular; un sellado del tubo de ventilación que se extiende a través del empaquetador y hacia la cámara anular; y una válvula de retención a lo largo del tubo de ventilación para mantener una presión de gas deseada en la cámara anular.

16. El sistema de conformidad con la reivindicación 15, que además comprende: una o más válvulas elevadoras de gas superiores colocadas a lo largo de la cadena de tubería de producción por encima del empaquetador y por debajo del segundo empaquetador superior para hacer pasar selectivamente los gases del conducto anular a través de la cadena de la tubería de producción para elevar los contenedores de líquido hacia la superficie a través de la cadena de tubería de producción.

17. El sistema de conformidad con la reivindicación 16, en donde una o más de las válvualas elevadoras de gas comprende : una válvula accionada por presión de caja para mantener un diferencial de presión deseado entre (a) la presión debajo del empaquetador, y (b) la presión por encima del empaquetador y debajo del empaquetador superior, y para liberar la presión hacia la cadena de teoría de producción cuando la presión se eleva por encima del diferencial de presión deseado; y una válvula controlada a presión de tubería para detectar la acumulación de líquido dentro de la cadena de la tubería de producción y que se haga en respuesta a esto.

18. El sistema de conformidad con la reivindicación 16, que además comprende: una o más válvulas elevadoras adicionales colocadas a lo largo de la cadena de la tubería de producción y colocadas axialmente entre el empaquetador superior y la superficie para hacer pasar selectivamente los gases del conducto anular a través de la cadena de tubería de producción para elevar los contenedores de líquido hasta la superficie a través de la cadena de tubería de producción.

19. Un método para recuperar líquidos de una formación en el fondo del pozo y a través de una cadena de tubería de producción que comprende: proporcionar un inyector en el fondo del pozo en comunicación de fluido con la cadena de tubería de producción; colocar un empaquetador por encima del inyector del fondo del pozo para sellar un conducto anular del pozo radialmente hacia afuera de la cadena de tubería de producción de tal manera que los gases que se impiden de entrar en la cadena de tubería de producción mediante el inyector son retenidos en el fondo del pozo mediante el empaquetador para ayudar a la recuperación de los fluidos de la formación; y hacer pasar automáticamente los fluidos de la formación a través del inyector en el fondo del pozo y hacia la cadena de tubería de producción mientras que se impide que los gases pasen a través del inyector.

20. El método de conformidad con la reivindicación 19, que además comprende: inyectar una gas de inyección seleccionado a través de una línea de inyección de fluido que se extiende desde la superficie y a través del empaquetador para mejorar la capa gasífera.

21. El método de conformidad con la reivindicación 19, que además comprende: colocar una o más válvulas elevadoras a lo largo de la cadena de la tubería de producción para hacer pasar selectivamente los gases del conducto anular a través de la cadena de la tubería de producción para elevar los contenedores de líquidos hacia la superficie.

22. El método de conformidad con la reivindicación 19, que además comprende: colocar una bomba en el fondo del pozo a lo largo de la cadena de tubería de producción y por encima del inyector en el fondo del pozo para bombear los líquidos hasta la superficie.

23. El método de conformidad con la reivindicación 22, que además comprende: establecer la conexión de fluido entre un conducto anular por encima del empaquetador y la cadena de tubería de producción por encima del empaquetador para mantener un nivel de líquido deseado en el conducto anular por encima del empaquetador para admisión hacia la bomba.

24. El método de conformidad con la reivindicación 19, que además comprende: colocar un segundo empaquetador superior para sellar el conducto anular del pozo radialmente hacia afuera de la cadena de tubería de producción, el empaquetador y el segundo empaquetador superior forman una cámara anular; proporcionar un sellado del tubo de ventilación que se extiende a través del empaquetador y hacia la cámara anular; colocar una válvula de retención a lo largo del tubo de ventilación para mantener una presión de gas deseada en la cámara anular; y colocar una o más válvulas elevadoras de gas superiores a lo largo de la cadena de tubería de producción por encima del segundo empaquetador superior para hacer pasar selectivamente los gases del conducto anular a través de la cadena de tubería de producción para elevar los contenedores de líquido hasta la superficie a través de la cadena de tubería de producción.

25. El método de conformidad con la reivindicación 24, que además comprende: mantener un diferencial de presión deseado ente (a) la presión debajo del empaquetador y (b) la presión por encima del empaquetador y debajo del empaquetador superior, y liberar la presión hacia la cadena de tubería de producción cuando el diferencial de presión se eleva por encima del diferencial de presión deseado.

26. Un inyector para colocarse en el fondo del pozo dentro de un pozo de recuperación de hidrocarburo para permitir que los líquidos pasen desde una formación en el fondo del pozo a través del inyector, a través de una válvula de retención para impedir que los fluidos que pasan mediante la válvula de retención regresen hacia la válvula de cierre, y hacia la cadena de tubería de producción mientras que se impide que los gases pasen a través del inyector, comprendiendo el inyector: un alojamiento del inyector que tiene un asiento de válvula de cierre fijado al mismo; un flotador que responde al fluido movible con respecto al alojamiento del inyector como una función de la densidad del fluido que rodea al flotador; un miembro de válvula de cierre que responde moviblemente al movimiento de flotador y movible axialmente con relación al alojamiento del inyector para cooperar con el asiento de cierre; un tamiz de filtro a través del orificio de admisión a través del alojamiento del inyector, el tamiz de filtro impide que las partículas de arena dimensionadas selectivamente entren en el alojamiento del inyector; y el alojamiento del inyector tiene un diámetro externo nominal y el miembro de válvula de cierre está separado verticalmente desde la válvula de retención dentro de los diámetros externos nominales del alojamiento del inyector.

27. El inyector de conformidad con la reivindicación 26, en donde el tamiz del filtro tiene una configuración esencialmente en forma de manguito y se dimensiona para restringir que por lo menos el 90 por ciento de las partículas sólidas de 30 micrones o mayores pasen a través del tamiz de filtro.

28. Un método para recuperar líquidos de una formación en el fondo del pozo y a través de una cadena de la tubería de producción que comprende : proporcionar un inyector en el fondo del pozo en comunicación de fluido con la cadena de tubería de producción; mantener una presión de gas en el conducto anular acerca de la cadena de tubería de producción para actuar como una fuerza impulsora para hacer pasar los fluidos a través de la cadena de tubería de producción y hasta la superficie del pozo; y hacer pasar los fluidos de la formación a través del inyector y la cadena de tubería de producción mientras que se impide que los gases pasen a través del inyector.

29. Un sistema para recuperar líquidos de una formación en el fondo del pozo y a través de una cadena de tubería de producción que comprende : una pieza lateral superior que se extiende hacia afuera desde una perforación del pozo esencialmente vertical hacia una formación de capa gasífera; una pieza lateral inferior que se extiende al exterior desde la perforación del pozo esencialmente vertical y hacia una formación portadora del líquido; un inyector en el fondo del pozo dentro de la perforación del pozo esencialmente vertical para hacer pasar los fluidos de la formación a través del inyector y hacia la cadena de tubería de producción mientras que se impide que los gases pasen a través del inyector; y un empaquetador colocado en la perforación del pozo esencialmente vertical por encima del inyector en el fondo del pozo y por encima de la formación de la capa gasífera para sellar un conducto anular del pozo radialmente hacia afuera de la tubería de producción de tal manera que los gases que se impiden de entrar en la cadena de tubería de producción mediante el inyector sean retenidos en el fondo del pozo mediante el empaquetador para pasar a través de la pieza lateral superior y ayudar a la recuperación de los fluidos de la formación desde la pieza lateral inferior.

30. El sistema de conformidad con la reivindicación 29, que además comprende: una línea de inyección de fluido que se extiende desde la superficie y que pasa sellablemente a través del empaquetador para inyectar un gas de inyección seleccionado debajo del empaquetador y a través de la pieza lateral superior para mejorar la capa gasífera.

31. El sistema de conformidad con la reivindicación 29, que además comprende: una bomba en el fondo del pozo colocada dentro de la cadena de tubería de producción por encima del inyector en el fondo del pozo para bombear los líquidos hasta la superficie .

32. El sistema de conformidad con la reivindicación 29, que además comprende: uno o más orificios pasantes que establecen comunicación de fluido entre el conducto anular por encima del empaquetador y la cadena del tubo de producción por encima del empaquetador para mantener un nivel de líquido en el conducto anular por encima del empaquetador.

33. Un método para recuperar el líquido desde la formación en el fondo del pozo y a través de una cadena de tubería de producción que comprende: extender una lateral hacia afuera desde una porción esencialmente vertical de la perforación del pozo y hacia la formación que lleva el líquido; colocar un inyector en un extremo inferior de la cadena de tubería de producción y en la posición vertical de la perforación del pozo; hacer pasar los fluidos de la formación a través de un inyector hacia la cadena de tubería de producción mientras que se impide que los gases pasen a través del inyector; y mantener una presión de gas en el conducto anular en la cadena de tubería de producción para actuar como una fuerza impulsora para hacer pasar los fluidos a través de la cadena de tubería de producción y hasta la superficie del pozo.

34. El método de conformidad con la reivindicación 33, que además comprende: colocar un empaquetador por encima del inyector en el fondo del pozo para sellar un conducto anular del pozo radialmente hacia afuera de la cadena de tubería de producción de tal manera que los gases se impiden de entrar en la cadena de tubería de producción mediante el inyector, los cuales son retenidos en el fondo del pozo mediante el empaquetador para ayudar a la recuperación de los fluidos de la formación.

35. El método de conformidad con la reivindicación 34, que además comprende: inyectar un gas de inyección seleccionado a través de una línea de inyección de fluido que se extiende desde la superficie y a través del empaquetador para mejorar la capa gasífera.

36. El método de conformidad con la reivindicación 33, que además comprende: colocar una bomba en el fondo del pozo a lo largo de la cadena de la tubería de producción y por encima del inyector en el fondo del pozo para bombear los líquidos hasta la superficie.

37. El método de conformidad con la reivindicación 36, que además comprende: establecer la comunicación de fluido entre un conducto anular por encima del empaquetador y la cadena de tubería de producción por encima del empaquetador para mantener un nivel de líquido deseado en el conducto anular por encima del empaquetador para admisión hacia la bomba.

38. El método de conformidad con la reivindicación 33, que además comprende: extender una lateral superior hacia afuera desde la porción vertical de la perforación del pozo y hacia una formación de tapa gasífera para hacer pasar el gas que se impide de pasar hacia el inyector hacia la formación de la capa gasífera.