MXPA05007415A

MXPA05007415A - Metodo avanzado de inyeccion de gas y aparato complejo para recuperacion de hidrocarburos liquidos.

Info

Publication number: MXPA05007415A
Application number: MXPA05007415A
Authority: MX
Inventors: Terry Earl Kelley
Original assignee: Terry Earl Kelley
Priority date: 2003-01-09
Filing date: 2004-01-05
Publication date: 2006-04-27
Also published as: GB2414754A; WO2004063310A2; CN1756891A; CA2513070A1; US20030141073A1; WO2004063310A3; BRPI0406719A; CN100347403C; GB0514180D0

Abstract

La invencion se proporciona para inyeccion de gas natural miscible de elevada presion, directamente en un deposito (LH) de hidrocarburo liquido producido en forma previa o nuevamente abierto, para saturar hidrocarburos liquidos con gas de solucion, para mejorar su movilidad para fluir hacia y dentro de pozos de produccion. La inyeccion concurrente de gas miscible o de otra forma, dentro de la tapa (GC) de gas de zonas de hidrocarburo, suministra efectos de presion adicionales para ayudar al proceso de gas de saturacion. Inyectores (DOLI) operados por flotador en el fondo del pozo, se mejoran para operar a presion elevada mantenida dentro de la perforacion de pozo, para asegurar que el hidrocarburo liquido fluya por completo fuera de la formacion. El sistema de inyeccion mejorado detecta luego la diferencia entre liquido y gas y cierra su valvula para retener el gas dentro de la perforacion de pozo y de la formacion de hidrocarburo. Cualquier presion de gas excesiva se libera dentro de la tapa de gas del deposito para sus beneficios continuos. Todos los sistemas de produccion de liquidos utilizan un inyector de longitud de flotador extendida para permitir que el flotador de inyector se abra a presion diferencial elevada creada manteniendo la perforacion de pozo a presion por encima del gas dentro de niveles de saturacion de liquido en solucion.

Description

MÉTODO AVANZADO DE INYECCIÓN DE GAS Y APARATO COMPLEJO PARA RECUPERACIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere a un procedimiento novedoso para incrementar significativamente la recuperación de hidrocarburos líquidos a partir de una formación de producción de petróleo crudo combinando los efectos del incremento de la presión de formación de hidrocarburos líquidos, y de la saturación de gas de solución de petróleo crudo y el incremento en movilidad a través de la inyección de un gas óptimo natural de alta presión y otro gas miscible dentro de la formación de petróleo crudo, en donde hace contacto y entra directamente dentro de la solución con . el petróleo crudo en sitio, y opcionalmente, la inyección de un gas miscible o no miscible óptimo de alta presión dentro de la capa gasífera sobre la formación de hidrocarburos líquidos. La inyección dentro de la formación de petróleo crudo se facilita desde el pozo vertical principal por medio del uso de pozo (s) de sondeo desviado (s) u horizontal (es) , orificios abiertos, y/o perforaciones profundas de alta permeabilidad y de tipo inyector de chorro. La producción y recuperación del gas miscible inyectado, y/o del fluido original y del petróleo crudo móvil saturado con gas con una solución altamente concentrada, se obtiene bajo óptima presión de flujo por medio de una producción novedosa y un sistema de recuperación que utiliza una herramienta de válvula controlada por un flotador, en el fondo de una sarta de tubería de producción, que reconoce la diferencia entre los hidrocarburos líquidos y el gas libre a cualquier presión, éste último en donde la presente invención retiene en el fondo de la perforación en la capa gasífera y en la solución dentro del petróleo crudo en sitio dentro de su formación para obtener beneficios de recuperación invaluables y continuos. Se describe la inversión periódica del procedimiento de inyección de gas miscible de la presente invención en un procedimiento de producción y recuperación y viceversa, para una capa gasífera que se mantiene de manera eficiente para su producción y recuperación presurizada, y para el drenaje de flujo del total en sitio del petróleo crudo saturado con la solución de gas en su yacimiento. La presente invención describe sistemas y métodos de producción y recuperación que utilizan una presión óptima que se mantiene continuamente, y que mantiene un gas de solución valiosa en sitio a lo largo de todo el procedimiento total de recuperación de hidrocarburos líquidos en sitio, y que también puede ser aplicado en un yacimiento de hidrocarburos líquidos de alta presión original que contiene petróleo crudo saturado con gas de solución y/o un condensado para que quede la totalidad en su lugar como una recuperación de hidrocarburo liquido y gaseoso.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN- TÉCNICA ANTERIOR Desde el comienzo de la industria petrolera en Estados Unidos y en el mundo hasta la actualidad, los métodos de recuperación de hidrocarburos líquidos permiten que el gas natural del yacimiento fluya a la superficie como petróleo crudo y condensado, en donde se producen y recuperan ambos. Esta práctica en la industrial agota seriamente la recuperación final de petróleo crudo y solamente recupera del 10% al 30% de las reservas primarias de petróleo crudo en sitio. Al producir gas natural de la formación con hidrocarburos líquidos no solamente agota la elevación de presión de la capa gasífera natural, sino que críticamente pierde gas de la solución en sitio valioso en el crudo permitiendo que se separe de la solución con el flujo de petróleo a través de la caída de presión relacionada. La presente invención describe y muestra métodos y técnicas de producción y recuperación novedosas que producen y recuperan petróleo crudo en sitio y condensados de la formación de hidrocarburos líquidos mientras que el primer gas de solución que retorna opcionalmente por medio de procedimientos de inyección de gas miscible de alta presión óptimos, y manteniendo tanto el gas de solución valioso original y retornado como manteniendo en sitio la formación de la capa gasífera durante la recuperación total de hidrocarburos líquidos en sitio. La presente invención describe un inyector líquido de fondo de la perforación mejorado para producir hidrocarburos líquidos bajo una presión extremadamente alta. Este novedoso inyector de líquidos, con un sistema de flotador extendido para la inyección de producción de hidrocarburos líquidos dentro de la tubería de producción, está diseñado e inventado especialmente para producir todos los escenarios de alta presión que ¦ se describen en la presente invención, y en esta solicitud provisional de la solicitud "Complejo de inyección de gas" con fecha de prioridad presentada el 9 de enero 2002, U.S. PTO No. 60\346311. El Inyector de líquidos del fondo de la perforación de alta presión y el complejo de recuperación de fluidos, otra solicitud provisional de esta presente solicitud, (presentada el 5 de julio 2002, U.S. PTO No. 60\393515) , se refiere a la producción, costa afuera y tierra dentro, de yacimientos con una presión excesivamente elevada produciendo un caudal afluente de líquidos solamente a una alta velocidad a través de la tubería de producción, mientras se mantiene el gas natural para obtener los beneficios valiosos de recuperación de hidrocarburos líquidos en la capa gasífera y en solución dentro del petróleo. La presente invención enseña y describe que solamente produciendo bajo dichas altas presiones óptimas y mantenidas en las formaciones de petróleo crudo de los yacimientos y las capas gasíferas y las perforaciones de pozo adyacentes pueden recuperarse totalmente hidrocarburos líquidos en sitio. Dichos niveles de recuperación de petróleo crudo no pueden ser alcanzados en lo absoluto con otros sistemas de técnicas anteriores. Los diversos procedimientos utilizados o propuestos por la industria se describen en la Patente EUA 5,778,977, Bowzer et al, del 14 de julio, 1998. Estos procedimientos incluyen prácticas establecidas en la industria de: 1) inyectar gas dentro de la capa gasífera para retener o incrementar la presión del yacimiento, incluyendo el valor agregado de fomentar el bombeo por gravedad de líquidos de petróleo retenidos en volúmenes de rocas agotadas de líquidos de petróleo móviles primarios; 2) la aplicación de gases miscibles en aceite, tales como C02 o metano, por encima de líquidos de petróleo de yacimientos y por lo tanto fomentar su actual movilidad dentro de espacios porosos del yacimiento o sistemas fracturados; 3) la inyección intermitente de gas y agua, e incluso espuma; 4) la inyección de CO2 sobre formaciones de hidrocarburos líquidos dentro de yacimientos verticalmente fracturados; 5) la inyección de un refrigerante para incrementar de esa manera la miscibilidad de CO2 en petróleo crudo; 6) la determinación de las propiedades críticas de los diversos componentes de crudo para lograr una miscibilidad de primer contacto. Los problemas principales que se analizan en la, presente invención, incluyen la probabilidad de un adelanto muy importante en la inyección de gas de regreso a los pozos de producción en lugar de la creación de un frente de inundación efectivo para impulsar los crudos más móviles hacia formaciones de producción de presión más baja. Además, la patente de Bo zer describe un procedimiento mejorado para recuperar petróleo a partir de una formación de producción de petróleo que tiene una red fracturada natural con una comunicación vertical, y en donde el bombeo por gravedad es el medio principal de recuperación. El C02 se concentra en un tamiz rotatorio de desplazamiento al contacto con el hidrocarburo liquido-gaseoso y el tamiz rotatorio se desplaza hacia abajo para ayudar a mover líquidos de petróleo hacia los pozo (s) de producción. Se utiliza un gas con una densidad menor que el CO2 (con alto porcentaje de nitrógeno, para propagar el CO2 hacia abajo. También, el nitrógeno es utilizado por la compañía nacional de petróleos Mexicana PEMEX como una expansión de la capa gasífera del yacimiento y como un mecanismo de re-presurización de petróleo en su gigante operación costera del Complejo Cantarell en la Bahía de Campeche, Golfo de México. La técnica anterior que se analizó primeramente, no emplea, ni practica, ni obtiene beneficios de la compresión y de la inyección de volumen de un gas miscible de alta presión directamente en una sarta de tubería de inyección hacia la perforación de pozo, y fuera de la tubería abierta, dentro de una formación de hidrocarburos líquidos, abierta y/u horizontalmente de un pozo de sondeo para comprimir directamente y a su vez, directamente tener gas miscible de flujo de volumen para que entre en contacto con la formación de petróleo crudo en sitio e ingresar la solución con esa presión óptima tan elevada y mantenida. Tampoco la técnica anterior practica ni obtiene beneficios de la presión mantenida de recuperación óptima, mientras se mantenga el gas en solución en el petróleo crudo, controlado por una válvula de cierre vertical de gas novedosa como una válvula de tipo de ventilación de descarga de alta presión y un ensamble de obturador, sellando la tubería para el espacio anular de revestimiento en la parte superior de la formación de hidrocarburos líquidos debajo de su capa gasífera, para la completa producción y recuperación de petróleo crudo saturado con gas de solución que se origina nuevamente u originalmente en sitio; hasta que esté completamente fuera de su roca de formación a través de su perforación de pozo y dentro de la tubería de producción por medio de un inyector de líquidos mejorado y novedoso con un sistema de flotación extendido (o cualquier medio) que tanto separe los líquidos de . los gases, evite que el gas entre a la tubería de producción, y mientras se mantenga el gas en solución en el petróleo saturado de gas de solución recientemente obtenido, en su formación y el gas en la capa gasífera, aunque dicho inyector novedoso produzca y recupere por la perforación de pozo a la presión de tubería de producción la diferencial de petróleo saturado de gas de solución a partir de esa formación.

Los sistemas y métodos de la presente invención i recuperarán casi el 95% o más del total de petróleo crudo en sitio en la mayoría de los yacimientos de petróleo crudo en la etapa de recuperación; esto es, en yacimientos de petróleo con un yacimiento de petróleo de enfoque marginal, en yacimientos de petróleo en etapa media de recuperación y en yacimientos de petróleo crudo primarios. Las mejoras vitales y principales que se describen posteriormente se requieren de manera urgente en las industrias petroleras de los Estados Unidos y del mundo, que actualmente recuperan solamente del 10-30% del total del petróleo crudo en sitio, y escasamente alcanzan el 40% de la recuperación del petróleo, dichos sistemas, métodos y ventajas de la presente invención no se describen claramente en las técnicas anteriores y aún no son conocidas en la industria petrolera de los Estados Unidos y en el mundo. A continuación se describirán estos importantes sistemas, métodos y técnicas de recuperación de hidrocarburos líquidos avanzados para incrementar la recuperación final de reservas de hidrocarburos líquidos en Estados Unidos y en el mundo . 9 I I SUMARIO DE LA INVENCIÓN La presente invención describe sistemas y métodos: (1) para re-energizar petróleo crudo en formaciones de hidrocarburos líquidos que están en varias etapas de perder sus originales presiones de gas natural y energía de gas, particularmente en solución dentro del crudo en yacimientos, o campos, retornando principalmente gas de solución al petróleo y opcionalmente, gas a la capa gasífera. (2) Para re-energizar petróleo crudo en formaciones de hidrocarburos líquidos que críticamente han perdido gas de solución valioso en el petróleo crudo, retornando gas de solución, energía y presión al petróleo crudo en sitio y segundo, gas a la capa gasífera, en campos que son de enfoque marginal o que se consideran como marginales, transformando de esa manera el petróleo crudo irrecuperable en recuperable. (3) Energizar adicionalmente el petróleo crudo principal en sitio, maximizando de esa manera, el incremento de movilidad de petróleo crudo primario, energía de gas de solución y presión en varios yacimientos de hidrocarburos líquidos de etapa primaria, que contienen petróleos crudos (más pesados) con menor gravedad de tipo medio, promedio y alto. Dicha producción de petróleo crudo desde lo más profundo de su formación, se acelera y se incrementa significativamente en la recuperación de volumen agregando gas de solución criticamente valioso, presión, energía y movilidad al petróleo crudo en sitio, disminuyendo considerablemente su viscosidad, capilaridad y capacidad de adhesión, así como incrementando conforme se requiere el incremento óptimo de presión en la capa gasífera subyacente. En todas las aplicaciones anteriores de inyección de gas miscible, si retorno críticamente valioso de gas de solución, presión, energía y alta movilidad de fluidos al petróleo crudo en sitio y el incremento óptimo de presión óptima y energía de gas miscible o no miscible a la capa gasífera, se mantienen dentro del yacimiento, de hidrocarburos líquidos por medie del método de control de gas de solución de presión óptima de la presente invención durante el procedimiento completo de producción y recuperación de hidrocarburos líquidos y del aceite crudo saturado con gas de solución en sitio y cualquier material ¦ condensado de formación o en sitio. La presente invención también provee que después del periodo de inyección de gas miscible, durante el extenso periodo de producción y recuperación de hidrocarburos líquidos, se seguirá manteniendo en la solución un gas de solución existente y reinyectado sumamente valioso dentro del total de petróleo crudo inyectado en sitio, en donde ha reingresado a la solución dentro de ese petróleo crudo bajo una presión de inyección predeterminada, que se mantiene hasta que dicho petróleo crudo ha sido totalmente recuperado, completamente fuera de la roca de yacimiento de formación de hidrocarburos líquidos, dentro de la sarta de tubería de hidrocarburos líquidos, dentro de la sarta de tubería de producción y hacia la superficie. Después de abandonar la roca de formación, los hidrocarburos líquidos producidos entran primero al inyector de líquidos, llenando y abriendo su sistema de flotación extendido de relleno con gas, abriendo así su mecanismo de válvula de producción, en donde el entonces petróleo crudo saturado con gas de solución de producción es inyectado por medio del diferencial de presión en la tubería de producción de presión más baja y solamente entonces la solución puede separarse de la solución en el crudo en donde ayuda a fluir el petróleo crudo del hidrocarburo líquido entrante valioso . y todo el material condensado entrante a través de la sarta de tubería de producción sobre la superficie en las instalaciones. Estas funciones del inyector de líquido de la presente invención se describen en las figuras 3, 3A, 4 y 7. Durante el procedimiento de inyección de gas miscible y/o no miscible de la presente invención, el compresor de superficie, la válvula de control de gas de la tubería de revestimiento de la boca de pozo de la superficie, con su válvula de presión de superficie, y un obturador de inyección - producción en el pozo óptimamente fraguado, contribuyen a sostener y mantener esta alta presión óptima requerida en la formación de hidrocarburos líquidos elegida y en su capa gasífera. Durante y después del procedimiento inicial de inyección de gas y durante el procedimiento de recuperación y producción de hidrocarburos líquidos, esta presión óptima predeterminada que se requiere criticamente, se debe sostener y mantener continuamente en toda la formación de hidrocarburos líquidos abierta. La presente invención ofrece que, durante el procedimiento extenso de producción y recuperación de hidrocarburos líquidos y gaseosos, esta óptima alta presión sobre y dentro de la formación de hidrocarburos líquidos se opere y controle desde tres puntos de control opcionales: la válvula de control de espacio anular de tubería de revestimiento de la boca de pozo de superficie, con su válvula de presión de superficie, y el obturador de producción de fondo de la perforación preestablecido, sólo o con su válvula de ventilación de alivio de presión de gas. El obturador de producción solamente cierra por completo la presión de formación de hidrocarburos líquidos, mientras que la válvula de tubería de revestimiento de superficie con su válvula de presión, corta o cierra completamente la capa gasífera y/o el flujo de gas de formación abierta desde el espacio anular de la perforación de pozo. El ensamble de ventilación de presión de gas debajo de un obturador, cuando se utiliza, descarga una excesiva presión de gas en el pozo de hidrocarburo líquido en la tubería de producción en donde se ha preestablecido para recuperarlo en el petróleo crudo saturado con gas de solución a una presión de recuperación óptima descendente mientras se mantiene gas en la .solución. Cuando es necesario el procedimiento de inyección de la capa gasífera, está totalmente efectuado, utilizando un gas de fuente miscible o no miscible elegido. En la mayoría de los escenarios, el gas de inyección es comprimido a través del espacio anular de la cabeza de la tubería de revestimiento que se comunica directamente a la capa gasífera perforada y/o barrenado horizontalmente abierta, mediante el espacio anular de tubería de revestimiento. En este momento, se puede utilizar cualquier variedad de gases, tal como gas natural, CO2, o nitrógeno. El procedimiento de inyección de la capa gasífera funciona para beneficiarse del procedimiento de inyección de gas miscible de formación de petróleo crudo y ayuda a la recuperación de petróleo saturado de gas de solución por medio del incremento de presión de gas óptimo de la capa gasífera agregada. El procedimiento de inyección de gas miscible de formación de petróleo crudo en la mayoría de los escenarios se realiza a través de la cadena de inyección de tubería central que se desplaza desde un obturador que se localiza óptimamente y directo debajo de la capa gasífera, en la parte superior de la formación de hidrocarburos líquidos. Se puede instalar opcionalmente un tapón de detención en el fondo de la formación de petróleo crudo permeable para sellar el área a la que se va inyectar, ya sea en perforaciones o en pozo(s) de sondeo horizontal (s) o desviado (s). En este sitio, se comprime un gas miscible en la superficie por medio de un compresor asistido opcionalmente con control de temperatura, para que el gas miscible pueda entrar a la formación de hidrocarburos líquidos tal como gas presurizado, comprimido, que entra e ingresa a la solución con el petróleo crudo en sitio, a una presión de inyección óptima. La formación de petróleo puede ser una perforación horizontalmente barrenada, de orificio abierto, desviada u horizontalmente perforada, opcionalmente con profundas perforaciones de tipo chorro. Los pozos de sondeo desviados u horizontales, pueden ser uno o más. Sin embargo, la perforación de pozo u orificio abierto vertical puede ser perforada justo como pozos existentes. Se tendrán disponibles perforaciones de tipo chorro profundamente penetrantes de alto rendimiento y son benéficas para comunicarse más allá de la perforación de pozo a través de un forro o revestimiento de cemento y de la capa o zona de permeabilidad dañada. El propósito de las perforaciones de tipo chorro más profundas es permitir que el gas inyectado y presurizado "penetre" lo más profundo posible dentro del petróleo crudo en la formación de hidrocarburos líquidos. Si existen múltiples formaciones de petróleo que están separadas por medio de barreras no permeables, el sistema descrito se puede aplicar consecutivamente a formaciones de petróleo individuales. En una perforación de formaciones múltiples, se utiliza un segundo obturador superior y un segundo manguito deslizante, y un conector de puente inferior para aislar a la formación elegida de las formaciones superiores e inferiores, como se describirá a detalle más adelante. El gas natural o miscible que es elegido para que sea compatible con el aceite crudo en su yacimiento se comprime por medio del compresor de superficie hasta una alta presión óptima determinada e inyectado directamente en el área de formación de petróleo crudo predeterminada, a través de pozo de sondeo y/o perforaciones. Este gas inyectado, a un nivel de presión óptimo determinado, entra a la solución con el petróleo crudo con el que entra en contacto. Cuando dicha presión en el área de petróleo crudo en sitio alcanza un nivel de saturación de gas de solución óptimo, estará listo entonces el procedimiento de producción y recuperación criticamente importante. El procedimiento novedoso anterior para inyectar gas miscible bajo presión en el petróleo crudo dentro de su formación de hidrocarburo liquido y mantener esa presión a través de la producción y recuperación del pozo de producción de formación de hidrocarburos líquidos, se describe en la presente invención como un procedimiento nuevo y novedoso que supera las serias limitaciones que los métodos actuales en la industria del petróleo no pueden lograr. El procedimiento de producción y recuperación de hidrocarburos líquidos de la presente invención permite petróleo crudo re-energizado con un gas de solución recientemente inyectado, junto con el gas de solución presente, si existe dentro del petróleo crudo en sitio, que se recupere y se produzca bajo una óptima presión mantenida sobre su nivel determinado de presión de punto de ebullición, y de esa manera no se pierda la nueva movilidad del punto de burbujeo del petróleo crudo. Recuperar y producir bajo presión sobre niveles de presión de punto de ebullición evitando que el gas de solución y la presión del mismo se separen y escapen y se recupere el petróleo crudo saturado de gas de solución en sitio total. El procedimiento de inyección y el procedimiento de producción funcionan juntos como un procedimiento completo de recuperación, y se describen en la presente invención para superar las limitaciones de producción de hidrocarburos líquidos y de inyección de gas y la total recuperación final, que técnicas anteriores y métodos actuales de la industria del petróleo no pueden superar . Un problema principal con la producción de flujo de líquidos solamente bajo aplicaciones de alta presión óptimas, que se describe en la solicitud de la presente invención, es que la alta presión del fondo de la perforación excesivamente alta, evitará que la válvula del inyector líquido se abra. La presente invención también provee una solución funcionable a este problema de excesiva alta presión, ün ejemplo es una formación que debe mantenerse en la perforación 5,500 psi aproximadamente, (o menos, según se detalle en el siguiente análisis) , durante su producción y recuperación de hidrocarburos líquidos desde la perforación del pozo a la superficie. La presente invención está diseñada para producir hidrocarburos líquidos mientras se mantiene la presión del pozo sobre la presión de punto de ebullición del hidrocarburo líquido de la formación, en el nivel de entrada de petróleo al fondo del pozo. El mecanismo de doble válvula, operado por un flotador de 24 pies, ver Figura 3, está diseñado para abrir con presiones menores, y no abrirá debido a un sello de alta presión. En otras palabras, una válvula auxiliar y el asiento de válvula de 3/16 pulgadas, que abre para desalojar el extremo principal y asiento del puerto 11/16 pulgadas, la cual no puede - desaloj arse con 5, 500 psi (libras por pulgada cuadrada) opuesta a una presión de la línea de la tubería menor abierta a la superficie.

. Sistema de flotador extendido La presente invención provee un flotador especialmente alargado para mejorar el Inyector de Líquido de Petróleo del fondo de la perforación, más adelante el "DOLI", o "Inyector de Líquido", como se puede observar en las Figuras 3, 3A, 4 y 7, como una solución absoluta que tiene la presión alta mínima y las limitaciones relacionadas con la profundidad del pozo para mantener la presión de la perforación del pozo óptima para el sistema de operación para la formación de hidrocarburo líquido. El flotador está abierto en su extremo superior y cerrado en el inferior. El extremo inferior cerrado tiene un hueco en el centro para recibir el émbolo de la válvula que opera con la válvula DOLI doble. El flotador puede extenderse a varias longitudes al conectar collares roscados al flotador de materiales de peso liviano para colocar los extremos del flotador roscados reforzados. Se pueden logar un nivelado especiales con las conexiones de los collares del diámetro exterior del flotador para mantener el diámetro exterior limitado del flotador, es decir, se puede conectar un flotador a las longitudes de sección designadas de aproximadamente 20 a 30 pies, con collares roscados internos o externos y ensamblarlos ya que la herramienta se baja a la perforación del pozo en la parte superior del pozo. Se requiere de una camisa externa alargada y de un tubo de flujo de producción, también con collares roscados, para el Inyector de Líquido, que se puede, de la misma manera, ensamblar primero mientras que la herramienta entra en la perforación del pozo, que se está realizando en la parte superior del pozo. La válvula doble se quedará en la parte inferior del flotador con su tubo de flujo de producción de descarga hacia la cabeza del Inyector, la cual será la conexión de tubería de la producción.

La ventaja distintiva del flotador alargado es su i peso agregado para abrir la válvula auxiliar de la doble válvula de 3/16 pulgadas, con una presión alta con relleno de liquido cuando el flotador está lleno con gas flotante, y en su posición de cierre. El flotador se extiende para alcanzar el peso del flotador requerido para romper el sello de presión de alta presión que se encuentra en el área del orificio de la válvula auxiliar. Un flotador alargado que opera en la perforación del pozo después la compresión de gas miscible de la presente invención en la formación de hidrocarburo liquido a 5,500 psi tendría que desalojar la válvula auxiliar de 3/16 pulgadas del área del orificio del extremo de 0.0276 pulgadas cuadradas contra 5,500 psi. Por ejemplo: Una válvula auxiliar de 3/16 pulgadas abrirá a un diferencial de presión de 1,000 psi con un peso de flotador neto de 27.6 libras (1,000 psi x 0.0276 pulgadas cuadradas) .

Por lo tanto, una válvula auxiliar de 3/16 pulgadas abrirá a un diferencial de presión para la perforación del pozo en el agujero del fondo, con presión de columna liquida hidrostática en la producción de la linea de la tubería, con un peso neto de 151.8 libras creado por un flotador de longitud extendida.

Para los procedimientos de inyección de gas miscible o para pozos con alta presión original, esta invención requiere que la linea de la tubería esté inicialmente cargada con un líquido con gradiente selectiva para crear la presión hidrostática necesaria para permitir que el flotador de la Inyección de Líquido abra la válvula auxiliar en un diferencial de presión del agujero del fondo del pozo entre la perforación del pozo y la sarta de tubería. Una vez que el líquido cargado a la tubería baja la diferencial de presión, el flotador, se llena de líquido que viene de la -formación, y puede desalojar la válvula auxiliar y abrir el puerto principal de la válvula doble. Los hidrocarburos líquidos producidos provenientes del flotador que se inyectan por presión a la sarta de tubería de producción mantendrán la diferencial de presión más baja debido a su cabeza hidrostática en la línea dé la tubería sobre la válvula auxiliar. Esta columna de hidrocarburo líquido que se produce se vuelve un factor importante para la apertura de la válvula auxiliar de la válvula doble del Inyector de líquido, y un factor crítico para calcular la longitud del flotador necesaria. Con respecto a la profundidad del pozo, y a las características del hidrocarburo líquido, mientras que los hidrocarburos líquidos pasan a través de la válvula doble del Inyector de líquido, su índice de flujo y la presión de punto de burbujeo determinada establecerán una determinada cabeza hidrostática en la línea de la tubería a medida que la presión baja y el gradiente estático, si lo hubiere, y el gradiente de hidrocarburo líquido que fluye sobre y por debajo de la presión de punto de burbujeo se establecen para la producción de la sarta de tubería. La estática del hidrocarburo líquido y los gradientes de fluyo de la línea de la tubería versus la perforación del agujero del fondo que operan la presión establecen la longitud del flotador requerido por el Inyector de líquido. Los factores básicos para calcular la longitud del flotador extendido son: 1) las propiedades del hidrocarburo líquido saturado de gas de solución en las condiciones del agujero del fondo y su presión de punto de burbujeo (punto de fuga de gas de solución) ; 2) profundidad del pozo y cabeza hidrostática de los hidrocarburos líquidos dentro de la sarta de tubería con gradientes de psi/pies en presiones por arriba y por debajo de la presión de punto de burbujeo; 3) separador de superficie y presión del flujo de línea; y 4) la presión de la perforación del pozo que opera para esta invención a nivel del Inyector de Líquido. Al utilizar todo esto, la diferencial de presión calculada al final entre la perforación del pozo del agujero del fondo y la presión de la tubería del agujero del pozo proporciona el peso del flotador neto de desplazamiento necesario. Cálculo de la longitud del flotador La presente invención describe que el sistema del flotador extendido (de aquí en adelante el "EFS") es lo más corta en longitud como sea posible para permitir que la entrada de la sección de producción líquida perforada/tamizada del inyector sea lo más baja posible en relación con la formación de la producción del hidrocarburo líquido. Un ejemplo de instalación para un panorama de producción que utiliza un cálculo programado en computadora, se especifican las condiciones en las cuales la presión de la perforación del pozo es de 5,500 psi, el pozo tiene una profundidad de 10,000 pies, con una- tubería de; 2 3/8-pulgadas donde fluyen 2,000 burbujas por día de 40° API y crudo de gravedad en el agujero del fondo de 200° F de temperatura con una proporción de gas-petróleo de 453 pies cúbicos por barril con una presión de punto de burbujeo de 1, 930 psi; y 185 psí de presión de superficie. El programa define un determinado nivel de gradiente estática promedio de 0.31 psi/pies sobre la presión de punto de burbujeo, y un determinado nivel de gradiente de flujo promedio de 0.235 psi/pies por debajo de la presión de punto de burbujeo. La presión resultante de la tubería del agujero del fondo del flujo de 2,728 psi versus la presión de la perforación del pozo del agujero del fondo de 5, 500 psi, da una presión de diferencial para la perforación del pozo de 2, 772 psi. El flotador lleno de líquido tiene que rebalsarse para abrir la válvula auxiliar de 3/16 pulgadas (para ecualizar la diferencial de presión de la válvula principal de 11/16 pulgadas.) Así, las longitudes de flotador requeridas son las siguientes: 1) en una cobertura de OD de 5.5 pulgadas., un calibre 16, un flotador de acero con OD de 2.5 pulgadas dentro de un Inyector líquido con OD de 4 pulgadas que requerirá 162 pies de EFS; 2) en revestimiento 6 5/8 pulgadas, un Inyector líquido con OD de 5 pulgadas con un OD de 3.5 pulgadas. Un flotador de acero de calibre 14 requerirá de un EFS de 64 pies; y 3) un revestimiento de 7 pulgadas, un Inyector de líquido OD de 5.5 pulgadas con un OD de 4 pulgadas. Un flotador de acero de calibre 14 requerirá 62 pies de EFS. Las longitudes de los flotadores están calculadas por: El peso neto del flotador vacío, más el peso del hidrocarburo líquido que llena el flotador, menos la flotabilidad del desplazamiento del flotador de 1.1 relleno de pre-liquido especial de la gravedad especial (salmuera típicamente tratada) dentro del alojamiento del Inyector de Liquido; el cual proporciona el peso neto necesario para superar la fuerza de la diferencial de presión de la perforación del pozo-tubería a través del área del orificio de la válvula auxiliar de 3/16 pulgadas, o de 0.0276 pulgadas cuadradas . El Inyector de Líquido trabaja para cerrar cada vez la diferencial de presión entre la perforación del pozo y la tubería inyectan la carga de líquido del flotador a la sarta de tubería de presión más baja y el gas ' entre en el flotador haciendo que éste flote y cierre la válvula. El ejemplo de 2,000 burbujas/día cumplirá los ciclos de llenar y vaciar aproximadamente 3,200 ciclos por día del flotador de 2.5 pulgadas, calibre 16, 162 pies. Durante el ciclo de cierre del flotador se requiere de la presión necesaria en la línea de la tubería sobre la válvula doble del Inyector de Líquido para que permita abrir los diferenciales de presión determinados entre la perforación del pozo y la línea de la tubería.

Reducción máxima de presión para la recuperación de la perforación del pozo óptima.

La presente invención provee un método para reducir la presión de recuperación del gas de solución de crudo saturado justo sobre la presión de punto de burbujeo de la perforación del pozo con una formación de hidrocarburo liquido de alta presión, o después del procedimiento de inyección del gas miscible de presión alta de la presente invención. Al bajar la presión de recuperación a un presión selectiva justo por encima del punto de burbujeo del hidrocarburo liquido crea un índice de entrada óptimo de gas de solución saturado de hidrocarburos líquidos de la formación de la perforación del pozo, así como también, al bajar la diferencial de la presión de la perforación del pozo ¦ a la sarta de tubería para que se requiera de un longitud de flotador menor. El método de presión de recuperación óptima necesaria de la presente invención se crea por su novedosa válvula de ventilación de gas y el ensamble del obturador (explicado en las figuras 5, 6, 8, 9, 10 y 10?) . El obturador es un dispositivo en el extremo superior de la formación del hidrocarburo líquido, con un mandril con una válvula de cierre vertical de gas de alta presión directamente bajo esta, para permitir que la perforación del pozo libere la presión del gas excesiva, sobre sus configu aciones, hacia la linea de la tubería. En el ejemplo del pozo de 10,000 pies de profundidad que se muestra a continuación, el ensamble de ventilación de gas debajo del obturador se configuraría a 2,080 psi, ó 150 psi sobre la presión de punto de burbujeo, para dar- una reducción de presión de recuperación de crudo óptima de 3,420 psi (5,500-2,080 psi) mientras mantiene el gas en solución en el crudo que se recupera y reduciendo el sistema de flotador extendido sustancialmente para hacerlo más práctico. En el ejemplo del pozo de 10, 000 pies de profundidad, que ahora opera con una presión de perforación del pozo de 2, 080 psi mantenida por el ensamble de la ventilación de gas, se obtiene una diferencial de presión menos limitada en la válvula auxiliar cerrada del inyector. La creación del ensamble de la ventilación de gas de una reducción de presión óptima en la perforación del pozo reducirá significativamente la entrada . de la formación de hidrocarburo líquido de los hidrocarburos líquidos saturados del gas de solución, mientras que mantiene el gas de solución considerablemente en sitio en el crudo que se recupera. Así, los tres ejemplos anteriores las longitudes de los flotadores se reducen de 24 pies a 30 pies (Substancialmente por debajo de 162 pies, 64 pies, 62 pies, con 5,500 psi de presión de perforación de pozo) en un sistema de flotador extendido.

Uso de elevación artificial Cuando la presión del agujero del fondo en operación óptima de la presente invención no es suficiente para que fluya a la superficie la producción de hidrocarburo liquido o el índice de recuperación deseado, se puede utilizar la elevación artificial. La pérdida de la cabeza hidrostática de hidrocarburo líquido con elevación artificial en la sarta de tubería se debe calcular para mantener la presión de la tubería requerida para permitir que abra el flotador del Inyector de Líquido. El flujo de hidrocarburo líquido en la sarta de tubería se puede ayudar por las válvulas de cierre vertical de gas de operación líquido. Sobre las válvulas de cierre vertical de gas inferiores de la tubería se cóloca un dispositivo de tubo venturi, el cual a través hidrocarburo líquido y gaseoso que fluye en su interior crea una acción de barrido de émbolo mixto gas-líquido más eficaz para ayudar a impulsar la columna, del flujo de líquido a la superficie. Cuando la columna de flujo de hidrocarburo líquido se cuela a los pozos más profundos, las válvulas de cierre vertical de gas adicionales sin tubos venturi se separan en niveles más altos y se activan por la presión de la tubería que hace que los líquidos fluyan utilizando gas de espacio anular de la perforación de pozos de alta presión a los separadores de las superficie del pozo. El cálculo de elevación artificial para el ejemplo del pozo de 10,000 pies de profundidad con ensamble de ventilación de gas que mantiene una presión de perforación de pozo de 2,080 psi para la recuperación de crudo a través del inyector de líquido, con la primera válvula de cierre vertical de gas ubicada a 5, 000 pies sobre la válvula del inyector, con una presión de inyección de hidrocarburos líquidos en la columna de 5,000 pies por debajo de la válvula de cierre vertical de gas con un gradiente de flujo de 0.235 psi/pie, más una presión de separador de superficie de 200 psi, dando una presión del agujero del fondo de la tubería mínima de 1,375 psi, cuando la columna de flujos líquidos alcanza primera profundad de la válvula de cierre vertical de gas. Esta presión de tubería reducida y diferencial incrementada a través de la válvula auxiliar de 3/16 pulgadas, incrementa la longitud del flotador requerida a 98 pies, 39 pies y 37 pies, respectivamente. Al subir el nivel de la válvula de cierre vertical de gas del fondo, se reducirá la diferencial de presión entre la perforación del pozo y de la tubería, pero posiblemente con el efecto adverso de bajar el potencial de la entrada de la formación de líquidos, mientras que se reduce la longitud del flotador necesaria para abrir la válvula auxiliar. La capacidad de la configuración del ensamble de la ventilación de gas para elevar los hidrocarburos líquidos hacia la superficie del pozo debe calcularse para pozos más profundos para elevar el gas . El sistema de flotador extendido y el ensamble de ventilación de gas con obturador, cuando aplica, producirá todos los pozos de presión y profundidad sin ninguna limitación de presión o profundidad, utilizando elevación artificial cuando sea necesario. Así, las ventajas únicas y novedosas de esta invención se describen y superan todas las limitaciones de presión alta en el extremo de la perforación del pozo y las limitaciones de elevación en profundidad y alto volumen. La aplicación de esta invención de bombeo con émbolo es altamente eficaz en las operaciones de perforación de pozos sin obturador, especialmente en yacimientos de crudo con presiones de punto de burbujeo más bajas, pero también para hidrocarburos líquidos con presión de punto de burbujeo más alta donde la entrada de volumen no es significativamente alta, ya que mantiene la presión necesaria menor a 50 psi sobre la presión de punto de burbujeo determinada en la formación de hidrocarburo liquido con una válvula de control de espacio anular de superficie y un indicador de presión exacto. Cuando el flotador del Inyector de Liquido se llena con gas y su válvula doble se cierra, el émbolo de bombeo de émbolo produce un vacio en el golpe ascendente, incrementando la presión de la perforación del pozo hasta la tubería a través del extremo de la válvula auxiliar en su asiento, el cual deberá ser superado por el flotador cuando se llene de liquido para abrir la válvula auxiliar a la línea de la tubería . Cuando el flotador de longitud prediseñada se llena con hidrocarburo líquido y se sumerge, abriendo la válvula principal y auxiliar del Inyector, los hidrocarburos líquidos se inyectan por presión fuera del flotador para la cámara de bombeo en su golpe ascendente por la perforación del pozo para bobear la diferencial de la presión en el golpe ascendente. En el golpe descendiente del bombeo del émbolo, la válvula de viaje de bombeo se abre para absorber el hidrocarburo líquido de la presión de punto de burbujeo mantenida. En el golpe ascendente, se produce el hidrocarburo líquido hacia la superficie de la perforación en la tubería, donde la presión luego baja, dependiendo de la presión hidrostática de la columna de liquido de elevación. El inyector de liquido con un sistema de flotador extendido o sencillo debe diseñarse de acuerdo a esto. En- la operación de bombeo por émbolo, se abre un flotador de 24 a 30 pies hasta una presión de diferencial de perforación de pozo a la sarta de tubería calculada de 450 a 500 psi para un flotador de calibre 16 de 2.5 pulgadas; y 1000 a 1100 psi de presión de diferencial para un flotador de 3.5 pulgadas y 4 pulgadas de calibre 14, mientras que el sistema de flotador extendido podrá operar todas las presiones diferenciales más altas relacionadas con la presión de punto de burbujeo mantenida . La aplicación del bombeo por émbolo mantiene el gas en solución sobre el punto de burbujeo de hidrocarburo liquido hasta que se mueve pasando la válvula de viaje de bombeo por émbolo en el golpe descendente del bombeo, es decir, una _ vez que el flotador llena con hidrocarburos líquidos, la presión del agujero del fondo inyecta dichos líquidos en la cámara de bombeo en el golpe ascendente del bombeo, mientras que los hidrocarburos líquidos se mueven hacia la superficie de la perforación en la línea de la tubería, y luego el gas puede descomponerse en solución después de que la columna se mueve hacia la superficie por debajo de su punto de burbujeo. Asi, el inyector de líquido mejorado permite que la perforación del pozo sea bombeada hacia abajo con un índice de bombeo ajustado a la entrada del líquido, mientras que se elimina cualquier bloqueo de gas que reduzca la eficacia. La aplicación de la presente invención de operaciones de perforación de pozo por bombeo sin obturador con un control de la presión de válvula del revestimiento de la parte superior del pozo para mantener las presiones de punto de burbujeo hacia el fondo del pozo se describe para que sea mecánicamente más controlable que el elevación de gas y las operaciones del ensamble de ventilación de gas para yacimientos de presión de punto de burbujeo menores y/o una buena alternativa de elevación artificial para pozos con volúmenes menores.

Formación de hidrocarburos líquidos para la re- presurización de crudo con gas de solución Se elige un gas natural o miscible que es idéntico o compatible con la formación del yacimiento de crudo. Los objetivos de la presente invención para la compresión de gas miscible directamente hacia el crudo en sitio son: 1) Impregnar en sitio crudo con gas comprimido que irá fácilmente hacia la solución o reintegrarlo con el petróleo que esté en contacto bajo una presión determinada. Dicha presión se crea en relación a la presión óptima requerida por el compresor de superficie, el cual comprime el gas presurizado en el fondo de la perforación del pozo directamente en la formación del crudo. 2) Como el gas comprimido y presurizado se va hacia la solución dentro del crudo, la presión del gas de solución vuelve al petróleo. 3) Mientras que el gas presurizado va hacia la solución del petróleo, incrementando la movilidad del petróleo y su fuerza de propulsión, disminuye su densidad, viscosidad, capilaridad, y adhesividad, haciéndolo un gas de menor densidad con un liquido de mayor densidad, al petróleo en sitio. 4) El resultado final y objetivo es que la combinación de los beneficios anteriormente mencionados permita que se inyecte en sitio el crudo para que migre libre y rápidamente, como un fluido móvil más liviano, hacia la perforación del pozo, de manera horizontal y/o vertical, para que ahora se recupere completamente y se produzca bajo un Indice altamente acelerado mientras que se recupera de manera eficaz, desde lo profundo de "la formación, crudo total en sitio La acumulación de petróleo liviano presurizado comienza alrededor del perímetro y migra lentamente hacia otro petróleo menos energizado alrededor de la perforación del pozo vertical y /o pozo de sonda horizontal. Este procedimiento continúa proporcionando gas de solución a petróleo que se encuentra alrededor continuamente, a la vez proporcionando gas de solución al petróleo mientras el gas miscibie inyectado migra hacia fuera hasta que alcanza el punto de saturación en una presión de compresión determinada. La compresión de gas miscibie hacia el crudo en sitio se acumula mientras sube, el gas miscibie inyectado de alta presión se une al petróleo saturado de gas, forzando al gas inyectado al petróleo no presurizado de presión menor a los bordes de la periferia. El gas de alta presión se mueve a través y desde la zona re-presurizada alrededor de la perforación del pozo, haciendo contacto con la formación de petróleo mientras que se forman bancos de crudo saturado.

Re-presurización de la capa gasífera El objetivo de la formación de hidrocarburo líquido de la re-presurización de capa gasífera, ya una formación de capa gasífera antigua, secundaria o nueva es incrementar la presión de la capa gasífera a una presión óptima predeterminada. Si se escoge el gas miscible, algo de este gas puede irse a la solución del petróleo directamente sólo por debajo de la capa gasífera. Sin embargo, el objetivo es incrementar el impulso de la presión óptima. La inyección de gas miscible a la capa gasífera no penetra y se mete en el petróleo en sitio, mientras que esta invención del procedimiento de inyección lo hace en la formación de hidrocarburo líquido menor. El periodo de inyección de gas en algunas áreas de las capas gasíferas superiores o de la formación es continua o intermitente hasta que se alcanza la presión óptima deseada. El gas que se produce de la descomposición de la solución desde los hidrocarburos líquidos en producción o gas elevado, se puede reinyectar. La capa gasífera se comunicará a lo largo de la parte superior del yacimiento inferior dependiendo de la permeabilidad de la periferia de la capa de gasífera. La presente invención requiere que la capa gasífera abierta seleccionada y que la formación de hidrocarburo líquido abierta, ambas durante el periodo de inyección y producción, se mantenga continuamente bajo presión desde el comienzo del procedimiento de inyección de gas hasta la duración de la producción de hidrocarburos líquidos de dicha formación,, bajo el control de la válvula reguladora de presión del revestimiento de la parte superior del pozo de la superficie, con su indicador de presión de superficie y/o un obturador especial y un ensamble de ventilación de presión de gas permanentemente en sitio sobre la formación de los hidrocarburos líquidos, y para prevenir que entre gas al fondo de la perforación en la tubería de producción del Inyector de Líquido. En la mayoría de los casos, sólo se producen los hidrocarburos líquidos saturados de gas de solución. Mientras que en otros casos, se pueden producir, en un índice controlado, con alta, presión, las formaciones o capas superiores de alto volumen de gas, gas natural.

Instalación del sistema de producción anterior a la inyección de gas. La presente invención empleará el petróleo industrial conocido y proporciona equipo de soporte especial y servicios para la correcta instalación y operaciones de producción. A continuación se describe el procedimiento de instalación principal anterior a la inyección de gas miscible de alta presión a la formación de crudo. Primero, para controlar el pozo con un relleno de líquido no dañino, el DOLI de la inyección/producción de la sarta de tubería se baja al pozo hasta su posición de producción predeterminada en relación con la formación de crudo. Los componentes de soporte principales proporcionados por la industria para la sarta de tubería son: 1. Un cable de acero operado desde la superficie de la parte superior de la perforación a través de un lubricador de sellado de presión, que abre y cierra una herramienta de manguito móvil del sellado de presión en la sarta de tubería sobre el DOLI. La herramienta de manguito móvil se coloca en la inyección predeterminada en el área de formación de petróleo en sitio abierta sobre el DOLI, donde se abre por el control del cable de acero en la superficie, para el procedimiento de inyección de gas miscible de alta presión de esta invención desde la superficie a través de la tubería directamente hasta la formación de crudo abierta. Una vez que acaba el procedimiento de inyección, el manguito móvil de presión de la herramienta puede liberar opcionalmente gas de alta presión en la perforación del pozo a la presión de operación de recuperación óptima y luego se cierra la superficie para el procedimiento de producción de la presente invención. 2. El obturador de combinación de inyección y i producción está proporcionado por las empresas globales de la industria del petróleo, como Baker Oil Tools, Weatherford y otras. El obturador sólido con ensamble de ventilación de presión de gas directamente inferior, está en la sarta de tuberías sobre el manguito móvil, y se colocará en la parte superior del área de la formación de hidrocarburo líquido predeterminado por debajo de la capa gasífera donde el espacio anular de la perforación del pozo de la formación de hidrocarburo líquido se separa y se sella del espacio anular de la capa gasífera. El obturador con su ensamble . de ventilación de presión de gas inferior tiene varias funciones, para presurizar el sello de la tubería al espacio anular de cobertura durante el procedimiento de inyección, y luego para liberar la presión de gas a través de su orificio de ventilación de liberación de presión activada hasta la presión de recuperación de la perforación del pozo óptima. El ensamble de ventilación de presión de gas de esta invención tiene una válvula de cierre vertical de gas especial que operará dentro de un mandril de bolsillo lateral por debajo del obturador para un revestimiento de 5.5 pulgadas, 6 5/8 pulgadas, ó 7 pulgadas como se muestra en las figuras 5, 6, 8, 9, 10 y 10A) . El mandril de elevación de gas acomodará un conector de la válvula aislante operada por cable de acero como se muestra en las figuras 8 y 10, que cierra la ventilación de la presión de gas, y asi deja que el obturador actúe como un obturador sólido desde abajo y desde arriba. La válvula aislante se quita y cambia por la válvula de cierre vertical de gas de alta presión por el cable de acero que opera a través del lubricador de la superficie. La válvula de cierre vertical de gas de alta presión es para liberar la presión de gas en una configuración predeterminada sobre el nivel critico óptimo de presión del punto de burbujeo de crudo saturado de gas de solución. 3. El ensamble de ventilación de presión de gas está compuesto . or un mandril externo en la sarta de tubería con un diámetro externo que se ajustará a la linea de cobertura. Para tubería de 2 3/8-pulgadas, se utilizará una válvula de 1.5 pulgadas que ajuste al mandril con 4.75 pulgadas de OD. El diseño provisional para la válvula es su capacidad para operar dentro de una precisión aceptable para la presión de la perforación del pozo del revestimiento de recuperación de hidrocarburo líquido óptima y utiliza su nitrógeno interno cargado pre-configurado para abrir un puerto de descarga hacia la sarta de tubería, para reducir la presión de gas desde el espacio anular de la perforación del pozo hasta un nivel mínimamente mantenido (50 a 150 psi) sobre la presión del punto de burbujeo del hidrocarburo líquido saturado de gas entrante. Las válvulas de cierre vertical de gas que proporciona la industria están disponibles para este servicio de reducción de presión de gas . 4. Sobre el obturador, en la sarta de tubería se encuentras uno o más mandriles de válvula de cierre vertical de gas que contienen un cable de acero operado por las válvulas aislantes que mantienen el sello de alta presión durante el procedimiento de inyección de gas. Cuando llega el procedimiento de la producción, estas válvulas aislantes se activan con el cable de acero operado a través del lubrxcador de la superficie controlador de presión, y se instalan las válvulas de cierre vertical de gas de presión pre-configuradas por el cable de acero. Weatherford, Baker Oil Tool y otras grandes empresas de servicios y de válvulas de cierre vertical de gas proporcionan dicho cable de acero operado por válvulas de cierre vertical de gas, válvulas aislantes, manguitos móviles y servicios.

Procedimiento de instalación opcional En los pozos de alta presión activos donde el procedimiento de instalación arriba descrito no es factible, se puede utilizar el siguiente procedimiento de instalación proporcionado por la industria petrolera. En un pozo de alta presión original o en un pozo donde el procedimiento de inyección de gas ha completado la fase de planeación en la cual el volumen predeterminado de crudo en sitio ha sido gas de solución saturado por el gas que entra a la solución con el crudo bajo alta presión, se puede instalar el sistema de producción de la presente invención. En dichos pozos activos de alta presión, el objetivo principal de convertir el panorama de producción es instalar el sistema de producción sin matar el pozo con los líquidos de densidad mayor, cuando no és práctico para presiones iguales o mayores a 5,500 psi.

Dichas instalaciones de sistema de producción de alta presión pueden utilizar los servicios y sistemas de control de presión disponibles en la industria para instalar el equipo de producción de fondo de la perforación de esta invención bajo presiones de perforación del pozo excesivamente altas. Dichos servicios de control de presión están proporcionados por empresas conocidas especializadas en las instalaciones de alta presión, como Halliburton HW, Cudd Pressure Control, y otras. Una instalación, bajo presión, comprenderá el proporcionar un equipo de alta presión a la superficie de la parte superior del pozo que incluye preventivos contra soplados de tamaño apropiado con obturadores de refrenamiento que cierran el diámetro externo de las secciones de las tuberías para permitir el movimiento interno y externo de la tubería del pozo mientras que la tubería se desliza por el sello de presión. Cuando los collares u otros cambios en el diámetro de la tubería como los mandriles de elevación de gas alcanzan el sello deslizante, el elemento del sello deslizante del obturador hidráulico sobre el collar se cierra y el sello del obturador debajo del collar se abre para permitir el pasaje del collar. El procedimiento de apertura/cierre de dos obturadores se reserva y el movimiento de la tubería continúa. Este procedimiento se llama wde refrenamiento" en la industria petrolera.

El procedimiento de refrenamiento se puede usar para instalar el inyector de líquido de esta invención cerrado en . el fondo del alojamiento de la tubería que contiene el sistema de flotador extendido y la sección de la tubería perforada abierta que se ensambla en la superficie.

Luego, se baja el lubricador sobre la sección de la tubería perforada y se atornilla en la unidad de refrenamiento inferior. La parte superior del lubricador está equipada con un segundo juego de obturadores de refrenamiento que operarán en la sarta de tubería principal, abriendo y cerrando los collares de las tuberías, los mandriles de elevación de gas y cualquier obturador de producción. Con el retén superior cerrado sobre la junta de la tubería, se pueden abrir los retenes originales, permitiendo así la comunicación del DOLI y del espacio anular del revestimiento de la tubería. La instalación de la línea de la tubería continúa luego para completar la instalación con los obturadores de refrenamiento. Se puede instalar opcionalmente un conector que se puede quitar para el cable de acero directamente sobre la parte superior del DOLI para cerrar la tubería mientas que va hacia adentro o hacia fuera de la perforación del pozo para prevenir el flujo de líquido a través del DOLI. Dichos conectores para los cables de acero están disponibles en atherford y otros proveedores de elevación de gas.

Sistema de inyección de gas natural en sitio A continuación se describe la presente invención aplicada en campos primarios o de cierta antigüedad con gas sustancial en sitio en la capa gasífera. El gas natural encontrado en la capa gasífera se produce para la superficie para el único propósito de estar comprimido por un compresor complejo en un gas presurizado que se reinyectará a través de la sarta de tubería re-presurizada de gas para pasar a través del obturador que está directamente sobre la formación de hidrocarburo líquido fuera de - la tubería con extremo abierto o del manguito móvil abierto en la tubería sobre el Inyector de Líquido a la formación de crudo abierta objetivo. Este gas de inyección presurizado comprimido (con temperatura controlada, opcionalmente) está comprimido por el compresor de superficie en la formación de crudo madre, donde éste encuentra su propio crudo compatible para entrar a la solución, bajo una presión de compresión óptima, y allí agregando más gas de solución al petróleo en sitio para incrementar su presión y movilidad para una recuperación mejorada. El hidrocarburo líquido o la formación de crudo escogida se abren opcionalmente con el pozo de sonda horizontal o con los pozos de sonda con perforaciones profundas, y/o con las perforaciones profundas en la perforación de pozo vertical. Los pozos de sonda horizontales estarían en la parte óptima de la formación de petróleo para saturar completamente el petróleo al proporcionarle gas a la solución con el petróleo alrededor del pozo de sonda durante el procedimiento de inyección de gas natural. En las formaciones masivas muy gruesas, los pozos de sonda multi-horizontal pueden usarse en los niveles de hidrocarburo (petróleo) líquido estratégicos en el yacimiento. Donde dichos pozos de sonda no son factibles, las perforaciones a chorro profundas se pueden usar en la perforación del pozo vertical. Un volumen relativamente grande del gas de la capa gasífera no es necesario en relación con el volumen cuando se energiza y presuriza la formación de crudo para intensificar y acelerar la recuperación mejorada. Además, la presión del gas no debería perderse notablemente durante la inyección de gas natural en la formación de petróleo, ya que se gasta un volumen de gas no substancial. Todas las descomposiciones de gas de la solución en los hidrocarburos líquidos producidos durante el procedimiento de producción pueden ser reinyectados en la capa gasífera del yacimiento y/o en la formación de petróleo a través del sistema de inyección de superficie. El único gas natural utilizado del yacimiento es para hacer funcionar los sistemas de inyección de superficie, los compresores, los sistemas de bombeo, etc.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN, OBJETIVOS Y VENTAJAS La presente invención tiene varios objetos mayores y ventajas en su aplicación en los Estados Unidos y en la industria del petróleo mundial, como se muestran abajo: 1. Producir y recuperar el crudo en sitio en la etapa primaria hasta la primaria media y todo en sitio o formando el material condensado que lo acompaña (hidrocarburos líquidos) y el gas natural en sitio de los yacimientos que aún están produciendo crudo con gas original considerable en solución, con los métodos de producción y recuperación de presión de la . formación mantenida de esta invención, y opcionalmente, con sus métodos de inyección de gas miscible. 2. Acelerar y mejorar el procedimiento de recuperación de varios crudos pesados de baja gravedad en la etapa de recuperación para recuperar un porcentaje significativamente mayor de estos en los actuales crudos de baja gravedad en sitio, con inyección de gas miscible o no miscible en la capa gasífera. Un gran porcentaje del suministro de petróleo de los Estados Unidos y del mundo es de baja gravedad o crudo pesado. Esta invención incrementará considerablemente la producción diaria y la recuperación final de la reserva más grande del mundo de un estimado de 48,000 millones de crudo extra pesado encontrado en el inmenso Orinoco de Venezuela del cinturón de petróleo pesado para beneficiar sustancialmente a dicha nación. 3. Acelerar y mejorar el procedimiento de recuperación de todos los crudos de alta a media gravedad en la etapa de la recuperación para recuperar casi el total del crudo en sitio actual, agregando gas de solución y presión a través de la compresión e inyección de gas miscible al petróleo en sitio, luego recuperando tanto los hidrocarburos líquidos como los gaseosos por la perforación del pozo mantenida al procedimiento de producción y recuperación de presión de la formación de la presente invención. Una característica importante de esta invención es que su sistema de producción novedoso elimina el crudo en flujo con gas, mientras permite que se recupere sólo el hidrocarburo líquido y retiene el gas de solución y la presión en los hidrocarburos líquidos que se están recuperando en las formaciones de los yacimientos. Este sistema de producción novedoso, combinado con el gas de solución adicional que se está comprimiendo y la presión sobre el crudo en sitio, y el completo mantenimiento de dicho gas de solución en sitio durante todo el procedimiento de recuperación de crudo es un avance de recuperación de hidrocarburo gaseoso y liquido, mientras recuperará la mayoría del crudo de los Estados Unidos y del mundo y mantiene el gas natural en sitio de los yacimientos actuales dentro de sus capas gasíferas, almacenado para la producción futura. Así, el presente hace que los siguientes objetos y ventajas sean posibles para los beneficios de los Estados Unidos y del mundo. Con el objetivo de que el lector tenga un mejor entendimiento de la importancia de incrementar considerablemente la recuperación primaria a través de la secundaria de los hidrocarburos líquidos y gaseosos en sitio mundiales, se cita lo siguiente extraído sitio web de la Secretaría de Energía, Oficina de Energía Fósil publicado el 14 de junio de 2004. "Durante la recuperación primaria, la presión natural del yacimiento o del petróleo impulsado por la gravedad a la perforación del pozo y las técnicas de elevación artificial producen el petróleo de la superficie. Pero sólo aproximadamente el 10 por ciento del petróleo original del yacimiento es producido típicamente durante la recuperación primaria. Poco después de la Segunda Guerra Mundial, los productores comenzaron a emplear las técnicas de recuperación secundaria para extender la vida productiva de los campos petroleros, a menudo incrementando la recuperación final a más del 20 por ciento. . . Por lo general, en los Estados Unidos, se han tratado tres grandes categorías de EOR: Inyección térmica, química e inyección de gas. . . Cada una de estas técnicas se ha dificultado por sus costos relativamente altos, un obstáculo especialmente desalentador cuando los precios del petróleo en el mundo son bajos y, en algunos casos, por lo imprevisible de su eficacia. Hoy en día, se producen menos de 800,000 barriles de petróleo por día en los Estados Unidos por EOR (comparado con la producción nacional total de 5.5 millones de barriles por dia) . . La mayoría de las técnicas EOR probablemente estén limitadas por problemas económicos, al menos, durante los próximos años. (DPO EE.UU., 2004). Nota: EOR (Recuperación de petróleo mejorado, por sus siglas en inglés) En vista de los bajos niveles de recuperación de petróleo actuales de las industrias petroleras mundiales, las ventajas económicas significativas de los métodos de recuperación de hidrocarburo gaseoso y líquido de esta invención son sus costos relativamente bajos y la completa recuperación de hidrocarburo gaseoso y liquido en sitio. Si los métodos de recuperación y producción de la presente invención se aplican de manera apropiada al comienzo de las etapas de recuperación primaria a primaria media, el operador del campo puede planear con éxito y controlar una producción y recuperación eficaz del total de los hidrocarburos líquidos y gaseosos en sitio con costos de recuperación mínimos. Alternativamente, para la etapa de recuperación de los crudos de gravedad alta, media y baja, la permeabilidad del yacimiento bien estudiada y el movimiento del flujo de los fluidos de hidrocarburo líquido y gaseoso en sitio actual a través de una formación determinada, y la aplicación controlada del procedimiento de inyección de gas miscible de la presente invención y/o de los procedimientos de recuperación de hidrocarburo líquido y gaseoso permitirán que los procedimientos de crudo mundial para recuperar casi el total de dichos crudos en sitio, y. mucho más de la recuperación del gas natural en sitio con costos relativamente bajos. Una característica significativa y otro objeto principal de la presente invención es su capacidad novedosa del sistema de producción para producir entrada de líquido continuamente desde la formación de hidrocarburo líquido abierta mientras se cierra de manera completa y controlable la producción del flujo de gas. Continuamente se descubren y se desarrollan nuevos campos sin lineas de tuberías de ventas de gas en lugares aislados en y fuera de la costa en muchos países justo ahora que desarrollan gas natural y reservas de petróleo, así como también en países desarrollados. Producir libremente la entrada exclusive de líquido es una ventaja distintiva que se describe en la presente invención para pozos en producción de dichos nuevos campos o de lugares aislados (en y fuera de la costa) que no tiene líneas de tuberías de transporte para las ventas de gas natural. Para prevenir que explote el gas en la atmósfera dañando así la capa de ozono, que absorbe la radiación ultravioleta solar dañina y desperdicia de manera importante la fuente gaseosa valiosa de la formación y la energía de recuperación del crudo, y para comenzar a recuperar los hidrocarburos líquidos, la entrada del flujo de gas desde la formación se puede cerrar completamente la válvula de control de presión de la perforación del pozo en la superficie, o con un obturador secundario en la perforación del pozo de formaciones múltiples, y así mantener el impulso de la capa gasífera del gas natural en sitio, el volumen del gas y la presión, y conservarlos y almacenarlos para una recuperación futura en la capa gasífera. Se ganan muchas otras ventajas y beneficios de la recuperación del hidrocarburo gaseoso y liquido al mantener el gas dentro de la capa gasífera y en solución en la formación de crudo, a través de una superficie óptima por la perforación del pozo hasta la formación controlada de la presión de operación. Esta invención crea un impulse de la capa de gas más efectivo al movimiento del flujo de hidrocarburo líquido menor y un diseño del flujo de drenaje dentro de la formación que previene el conización de gas alrededor de la perforación del pozo. La conización de gas de la capa gasífera, en la formación de petróleo descendente en la perforación del pozo pierde recuperación de crudo, reduciendo prematuramente el gas en sitio de la capa gasífera superior. Por lo tanto, el flujo de gas pre-calculado que se retiene de manera controlable crea un- impulso de la capa gasífera para mantener un sistema continuo de impulso de presión móvil mejorado, con gas de solución, e impulso de gas elevado hasta la cabeza hidrostática líquida, El sistema de la presente invención actúa con una presión óptima pre-calculada de manera precisa para controlar o retener la liberación de gas desde la capa gasífera superior a la perforación del pozo según se necesite en la válvula de control de presión de la superficie de la parte superior del pozo. Asi, otro objeto de la presente invención es eliminar el conización y la reducción indeseable de la capa gasífera, mientras que se recupera de manera eficaz los hidrocarburos líquidos, primero, una recuperación de flujo de hidrocarburo líquido separado más eficaz, y segundo, por una recuperación de flujo gaseoso separado más eficaz. Otra característica significativa y objeto principal de la presente invención es el diseño del sistema para obtener una producción diaria máxima y una recuperación final del gas natural, desde la formación de hidrocarburo líquido completa, después de que la gran mayoría de los hidrocarburos líquidos se han recuperado, utilizando la capa gasífera separada y la formación de hidrocarburo líquido separado controlado por el método de producción de la presente invención. El Inyector de líquido novedoso de la sarta de tubería de superficie automáticamente remueve todos los líquidos salientes al entrar a la perforación del pozo, haciendo fluir los líquidos con una o más válvulas de cierre vertical de gas y/o combinaciones de tubo venturi. También se pueden utilizar otros métodos de elevación artificial de alto volumen disponibles en la industria.

En consecuencia, ningún líquido en absoluto, ya sea invasor o que provenga de las aguas antiguas surgentes (agua dulce o salina) y/o los materiales condensados restantes y crudo, acumulado o concentrado en la tubería del espacio anular de la perforación del pozo del revestimiento para interferir con la producción del flujo de gas natural hasta la tubería y al espacio anular de la perforación del pozo del revestimiento hasta la línea de las ventas de gas de la superficie. Dicho bloqueo líquido de la producción del flujo de gas es común, y crea problemas muy serios para la producción de gas actual en la industri-a petrolera y en los métodos de recuperación de gas. Uno de los objetos principales de esta invención es proporcionar a la demanda de gas y de petróleo mundial un notable incremento de la recuperación de la etapa de baja recuperación actual en sitio, crudos de gravedad media y alta, gas natural y materiales condesados en el mundo. La aplicación de la presente invención establecerá el financiamiento necesario a los productores mundiales de petróleo para incrementar la recuperación en sitio de las reservas de crudo de alta y media gravedad y elevar los niveles actuales de recuperación de un 10-30% a niveles de recuperación que alcanzarán casi el 95% o más.

¦ Al convertir las reservas de petróleo irrecuperables en reservas recuperables incrementará sustancialmente el valor de la reserva de crudo en sitio existente, proporcionando una nueva utilidad y niveles picos de producción extendida que dará un mayor financiamiento a los productores de petróleo independientes para desarrollar estas reservas y otras nuevas. Mientras, en el caso especial de las compañías petroleras nacionales del mundo, la presente invención incrementará la recuperación de la reserva de hidrocarburo líquido para las reservas en la etapa de recuperación primaria y primaria media, y marginal de varios tipos del país, para lo cual el procedimiento de inyección de gas miscible de esta invención y/o métodos de recuperación de hidrocarburo líquido son aplicables, y así proporcionarán el petróleo necesario para el desarrollo financiero de los países dueños de estas reservas. Es- un objeto expreso proporcionar un acuerdo de licencia especial para esta invención a las compañías petroleras nacionales que poseen programas sociales visionarios nacionales que se enfocan en ayudar al desarrollo y progreso de la nación y a reducir la pobreza basada en los ingresos que surjan de un incremento notable de las ganancias de la recuperación de la reserva de hidrocarburo . En conclusión, para presentar el procedimiento de inyección de gas miscible de la esta invención, de crudo, material condensado y la producción de gas natural, asi como también de las técnicas de recuperación, sus objetos, ventajas y descripciones de las características significativas, es obvio que aquellos que tienen aptitudes para el arte, que al regresar gas de solución invaluable a las reservas de crudo en la etapa de recuperación por compresión e inyección de gas miscible a dichas reservas de petróleo en sitio, y al retener el gas de solución en dichos, reservas de crudo en sitio a través de la producción y recuperación completa, mientras se mantiene la presión del impulso de la capa gasífera, la mayoría del crudo en sitio existente en el mundo puede recuperarse. Estos y otros objetos, características y ventajas de la presente invención serán obvios a partir de la siguiente descripción en detalle, donde se hace referencia a las figuras que ilustran. BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS La figura 1 muestra una vista transversal del método de la presente invención para la compresión de gas miscible bajo alta presión e inyectándolo directamente a través de una sarta de tubería, fuera de su extremo inferior abierto a un obturador a través de las perforaciones de la principal perforación del pozo vertical y una o más perforaciones de pozo horizontal extendidas lateralmente hacia la formación de crudo. Por otra parte, sobre el obturador que aisla la capa gasífera de la formación inferior del hidrocarburo líquido, opcionalmente se comprime ¦ el gas miscible o no miscible de presión óptima a través del espacio anular de la perforación del pozo del revestimiento de la tubería superior y hacia la capa gasífera a través de perforaciones de la perforación del pozo vertical y/o del pozo de zonda horizontal perorado que entra a la capa gasífera. Las flechas indican el gas miscible en contacto directo con el crudo en la formación de .hidrocarburo líquido y el gas en la capa gasífera, que está en contacto con una gran parte del área del yacimiento. La figura 2 muestra una vista transversal de una variación de la presente invención en la que los flujos de gas natural de la capa gasífera de la formación de hidrocarburo líquido a un compresor de superficie a través de la tubería superior del espacio anular de la perforación del pozo del revestimiento, aislada por un obturador inferior, y está comprimido por un compresor de superficie y reinyectada a través de la linea de la tubería directamente al crudo de su propia formación compatible para incrementar la saturación de gas de solución a su saturación máxima para una recuperación de crudo en sitio acelerada e incrementada. La figura 3 muestra una vista transversal de los componentes internos y de los principios de operación del Inyector de Líquido del fondo de la perforación de la presente invención, con su flotador cilindrico abierto en el extremo superior y cerrado en el extremo inferior, que está permanentemente inmerso en el líquido contenido dentro del alojamiento externo, que opera un cierre y apertura doble de la válvula. El flotador lleno de gas es en su posición de flote ascendente con una válvula cerrada de doble cierre. Las ranuras verticales con características de tamiz por arena para mostrar una base de tubería con puerto interno. Cuando el flotador del Inyector se llena con líquidos que provienen de la perforación del pozo, este se sumerge y hace que los líquidos de los tubos en ü bajen al fondo por presión a través de su puerto principal de la válvula doble abierta para inyectar por presión estos líquidos de la formación a la línea de la tubería de producción de presión inferior.

La figura 3? muestra una vista transversal de cómo el Inyector de Liquido del fondo de la perforación colocado con su entrada inferior a la formación de hidrocarburo liquido inyecte los líquidos de la formación de hidrocarburo líquido emergente por la diferencial de la alta presión del fondo del pozo a la línea de la tubería de la producción de la presión inferior abierta a la superficie. Los líquidos de la formación fluyen al espacio anular de la perforación del pozo del revestimiento y se mueven en forma descendente hacia el flotador del inyector de líquido- .operado por el sistema de válvula. La presión alta mantenida de la perforación del pozo impulsa las columnas de líquido a niveles relativamente altos dentro de la tubería, dependiendo de la densidad del líquido. Como se muestra, el agua salina se elevaría a los niveles más bajos, el crudo a los niveles más altos, y los materiales condensados a los niveles superiores, mientras que la tubería que va al espacio anular de la perforación del pozo de cobertura superior se mantendría seca con una perforación de pozo óptima de operación mantenida a la presión del gas de la formación. La presión de operación óptima notablemente alta de la presente invención puede impulsar hidrocarburos líquidos en la mayoría de los pozos a la superficie sin elevación artificial.

La figura 4 muestra una vista transversal de los componentes principales del sistema de flotador extendido del Inyector de Líquido mejorado de la presente invención, en la que la longitud del flotador se puede extender cuatro o cinco veces o más para proporcionar el peso necesario para abrir el sistema de válvula bajo los diferenciales de presión de operación alta de esta invención entre la perforación del pozo de la formación de hidrocarburo líquido y la sarta de tubería de producción abierta a la superficie, así como también la fuerza de flote ascendente necesaria para cerrar por presión firmemente antes de que el gas pueda entrar libremente. El tamiz de arena con su base de tubería con puerto que se muestra en el corte transversal está extendido con una o más secciones para la producción de alto volumen de hidrocarburo líquido. La figura 5 muestra una vista transversal del sistema de producción de la formación de hidrocarburo en el que el Inyector de Líquido con o sin flotador extendido se muestra esquemáticamente. El Inyector de líquido opera bajo presión descendente de la perforación del pozo óptima para inyectar hidrocarburos líquidos a la sarta de tubería de producción, que están elevados a la superficie con la perforación de pozo óptima a la diferencial de la presión de la tubería y la descomposición de gas de la solución, acelerada por la inyección de gas de la válvula de elevación desde el espacio anular de la perforación del pozo de la capa gasífera y la elevación de tipo venturi . El obturador con el ensamble de ventilación de gas aisla la capa de gas desde la formación de hidrocarburo líquido y permite que el operado escoja la perforación de pozo óptima para la presión descendente de la recuperación de la formación, mientras que se ventila la presión de gas de hidrocarburo líquido excesiva hacia la tubería de producción. Se muestra un cable de acero que se opera con un manguito móvil justo por debajo del Inyector de líquido en su posición cerrada. Por debajo de la capa gasífera se encuentran dos líneas de formación que indican la expansión descendente de la capa de gas con recuperación de hidrocarburo líquido. En consecuencia,, un obturador especialmente alargado y el ensamble de ventilación de gas se mueven hacia abajo. La figura 5? muestra una vista transversal del crudo con presión alta mantenido de la presente invención y/o la recuperación del material condensado desde la formación de hidrocarburo líquido a través del Inyector de Líquido a la tubería de producción; un obturador sólido especialmente alargado se coloca en la parte superior de la formación de la f producción, bloqueando la presión alta original y/o la presión de gas de la solución inyectada (ver figuras 1, 2 y 8) La figura 5A muestra el manguito móvil justo por debajo del obturador, como método para remover el gas de alta presión inyectado para mantener la perforación del pozo en su presión de recuperación óptima sobre la presión de punto de burbujeo de hidrocarburo líquido después de la inyección de gas miscible a la formación de hidrocarburo líquido. La colocación del obturador sólido de la presente invención en la sarta de tubería con el Inyector de líquido mejorado crea una perforación de pozo en la sarta de tubería directamente hacia la perforación de pozo original abierta hacia la formación de hidrocarburo líquido. La formación de hidrocarburo líquido extiende el contenido líquido de la formación hacia la perforación de pozo original para que fluyan los líquidos de la formación por un alto bloqueo en la presión de la formación y el impulso de la capa gasífera a través del Inyector hacia la línea de la tubería de presión más baja hasta la superficie. La figura 6 muestra una vista transversal del sistema de la presente invención produciendo un pozo bajo la presión óptima de la perforación del pozo en el agujero del fondo, la cual permite una perforación de pozo óptima a la recuperación de la presión de la formación de hidrocarburo liquido del petróleo y/o del material condensado a través del Inyector de Liquido mejorado que inyecta estos hidrocarburos líquidos a la sarta de tubería de la producción de presión baja. La alta presión óptima del agujero del pozo que opera impulsa estos hidrocarburos líquidos hacia la superficie. Un cable de acero operado con un manguito móvil que se muestra en su posición cerrada se puede abrir para permitir la inyección de gas de alta presión adicional a la formación de hidrocarburo líquido si es necesario, sin jalar de la línea de la tubería. La figura 6A muestra una vista transversal del panorama de la producción en el que la formación de hidrocarburo líquido, con o sin inyección de gas miscible está operado bajo la presión alta de la formación. Un obturador especialmente alargado reemplaza el obturador y el ensamble de la ventilación de gas como se muestra en la figura 6. El manguito móvil cerrado que se muestra colocado directamente por debajo del obturador sólido permite que se remueva el gas de alta presión después de la inyección de gas miscible desde el* espacio anular de la perforación del pozo. Como el obturador sólido bloquea la alta presión de la formación de hidrocarburo líquido, la sarta de tubería con el Inyector de Liquido mejorado crea una perforación de pozo nueva en la perforación del pozo de cubrimiento inferior que recupera los hidrocarburos líquidos en sitio de la formación de hidrocarburos líquidos, gracias a la diferencial de presión en el agujero del pozo lograda por descomposición de gas de la solución sin la columna de líquido producida ya que la presión se ha reducido hacia la superficie. La figura 7 muestra una vista transversal del Inyector de líquido del fondo del pozo mejorado de la presente invención con un sistema de flotador extendido, con un corte transversal del tamiz por arena que muestra la base de la tubería perforada por el alto volumen de flujo de hidrocarburo líquido, como se vería el flotador alargado extendido en la perforación del pozo por debajo de la formación de hidrocarburo líquido, que opera en la perforación del pozo con una tubería de producción a la superficie sin obturador. Las longitudes del flotador alargado extendido puede variar desde aproximadamente 28 pies hasta más de 280 pies (dependiendo del diámetro interno de la cubierta deducible y del diferencial de la alta presión real) para pozos de alta presión y alto volumen. La figura 7A muestra una vista transversal de un pozo equipado para la compresión de gas miscible de alta presión y la inyección descendente de la tubería del espacio anular de la perforación del pozo de la cubierta a la perforación del pozo vertical perforada y al pozo de sonda horizontal tanto en la capa gasífera y en la formación del hidrocarburo líquido sin obturador. El Inyector líquido y uno o más válvulas de cierre vertical de gas predeterminadas en los mandriles están en sitio de la sarta de tubería en la perforación del pozo. La válvula de cierre del inyector está cerrada a presión a la entrada de gas por el flotador lleno de gas durante la inyección de gas de alta presión descendente de la perforación del pozo. Cuando se completa el procedimiento de inyección de gas de la perforación del pozo, el sistema de recuperación está listo para producir y recuperar los hidrocarburos líquidos sin jalar el pozo. La figura 7B muestra una vista transversal de la producción de hidrocarburo líquido de esta invención y del sistema de recuperación en la_ perforación del pozo de la formación de hidrocarburo líquido de alta presión original, o después de la inyección de gas miscible descendente a la perforación del pozo en la formación de hidrocarburo líquido y de capa gasífera, como en la figura 7A. El Inyector de líquido mejorado en una perforación de pozo abierta produce y recupera los hidrocarburos líquidos a través de la línea de la tubería de producción a la superficie por una perforación de pozo óptima a la formación de hidrocarburo líquido y a la presión de la capa gasífera. Se instalan una o más válvulas de cierre vertical de gas en los mandriles con chorros venturi para la elevación. artificial anterior al procedimiento de inyección de gas miscible y al período de producción y recuperación. La figura 8 muestra una vista transversal del compresor de superficie de acuerdo con esta invención que inyecta gas miscible de alta presión óptima comprimida a través de la válvula de la tubería de la perforación del pozo de superficie hacia debajo de la sarta de tubería de inyección después de una o más válvulas aislantes de sellado de presión colocada en los mandriles de la válvula de cierre vertical de gas y por debajo del obturador en el mandril del ensamble de la ventilación de gas, que fluye hacia afuera del manguito móvil abierto debajo del obturador de la perforación del pozo, donde este gas miscible se comprime en la perforación del pozo vertical perforado del pozo y en uno o más pozos de sonda horizontales perforados directamente hacia la formación del hidrocarburo líquido. El gas miscible inyectado se pone en contacto y entra en el crudo en sitio en la formación de hidrocarburo líquido para entrar en la solución con el crudo bajo la presión óptima de la compresión de gas de alta presión continua del compresor. En el fondo de la tubería de inyección se muestra un esguema del inyector de líguido mejorado lleno de líguido. El compresor de superficie se muestra como opción inyectando gas miscible y no miscible de alta presión comprimido a través de la perforación del pozo de la válvula del espacio anular del revestimiento de la perforación del pozo por debajo del espacio anular de la perforación del pozo del revestimiento superior gue se encuentra arriba del obturador, comprimiendo dicho gas en la profundidad de la capa gasífera para obtener un impulso de presión de la capa gasífera óptima. La figura 9 muestra una vista transversal del sistema de producción de hidrocarburo líguido y de recuperación de la presente invención en un pozo de alta presión original o después del procedimiento de inyección de gas de alta presión, con el Inyector de líquido mejorado (con la longitud del flotador gue sea necesaria) , manguito móvil, obturador con ensamble de ventilación de gas por debajo y por arriba de las válvulas de cierre vertical de gas ya en sitio, perforadas para la producción. Se ha utilizado un cable de acero operado a través de un lubricador de superficie para hacer jalar las válvulas aislantes, como muestra la figura 8, y se ha instalado una o más válvulas de cierre vertical de gas sobre el obturador y una válvula de liberación de presión de gas predeterminada en el mandril por debajo del obturador, los chorros venturi pueden ser opcionalmente instalados como se muestra en la figura 5. Asi el sistema de pozo está listo para inyectar por presión el crudo saturado de gas y/o los materiales condensados (hidrocarburos líquidos) a través del Inyector de líquido a la superficie, mientras que dicho inyector previene positivamente la entrada de gas en la formación a la tubería de la producción. El obturador del ensamble de la ventilación de gas da al operador completo control sobre la presión reducida de recuperación óptima, escogida desde la perforación del pozo hasta la formación de hidrocarburo líquido. En la figura 8 y 9, se muestra un conector puente por debajo del inyector de liquido, que aislará cualquier agujero de rata extensivo o las formaciones menores durante la inyección de gas .de la formación de hidrocarburo líquido y el procedimiento de recuperación y producción . La figura 10 muestra una vista transversal de una perforación de pozo de la multi-formación donde todas las formaciones superiores se aislan desde la formación de la inyección escogida por el segundo obturador en la parte superior de la capa gasífera. Igual que la figura 8, el gas miscible se comprime hacia la formación de hidrocarburo líquido a través del manguito móvil abierto en la parte inferior. En la figura 10, opcionalmente, durante el periodo de segunda inyección, se comprime el gas miscible o no miscible a través de la tubería a la capa gasífera a través de un segundo manguito móvil abierto sobre el ensamble de la ventilación de gas y del obturador, con un manguito móvil cerrado en la parte inferior. La figura 10A muestra una vista transversal de la figura 10, produciendo hidrocarburos líquidos saturados de gas de solución (crudo y/o material condensado) después de la inyección de alta presión, o en un pozo de alta presión original, como en la figura 9. La figura 10A muestra el segundo sellado del obturador superior de la capa gasífera desde una o más formaciones abiertas en la parte superior, con un segundo manguito móvil en la parte superior cerrado para proporcionar gas de la capa gasífera a una o más válvulas de cierre vertical de gas para ayudar al flujo de hidrocarburo líquido hacia la superficie. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS MODALIDADES PREFERIDAS Inyección de gas de alta presión a la formación de hidrocarburo líquido y a la capa gasífera.

La figura 1 muestra esquemáticamente las características principales de la presente invención en la cual el crudo dentro la formación LH de hidrocarburo liquido del agujero del fondo se puede observar en varias de las etapas dé recuperación. El procedimiento de inyección de gas miscible de la presente invención está 'diseñado para crudos de cualquier gravedad y es de particular importancia para el incremento de la recuperación de todos los crudos de la etapa primaria a través de los crudos de la etapa marginal, y para toda etapa de recuperación de menor gravedad de crudos pesados a extra-pesados, de los cuales existe una gran cantidad de yacimientos de reservas mundiales que están criticamente en proceso de reducción. El procedimiento de reentrada de presión y de solución de gas de la presente invención es vital para convertir las reservas de petróleo mundial en sitio irrecuperables y se conviertan en recuperables de las cuales se han reducido desde su estado original de estar saturadas con gas natural que estaban en solución dentro del crudo bajo su estado original con presión de yacimiento virgen. Estas reservas de petróleo reducidas son ahora marginales, con la mayoría del petróleo en sitio irrecuperable (promedio de 70 a 90%, de acuerdo con las estimaciones de la industria) o se están volviendo irrecuperables. Y una gran parte de las reservas de crudo en sitio actuales mundiales en la actualidad en las etapas de conversión, marginal. Por lo tanto, la figura 1 y todas las subsiguientes figures de inyección de gas muestran cómo se utiliza el procedimiento de inyección de gas miscible de la presente invención para distintos tipos de gravedades de crudo en varias etapas de producción principalmente a través de varas etapas de recuperación al alcanzar el marginal. La presente invención describe cómo se inyectan estos crudos líquidos en sitio al gas natural de alta presión, o a otro gas miscible, desde el compresor de superficie C, que es compatible con otros tipos de petróleo, preferentemente gas natural producido desde áreas del campo de reserva iguales o similares . Uno de los principales propósitos de esta invención es re-energizar con gas de solución y presurizar el crudo en sitio en su formación LH de hidrocarburo liquido por gas natural miscible de alta presión y/o otros gases miscibles que entran a la solución como gas de solución con el crudo en contacto directamente bajo una determinada presión alta. Para un contacto más eficaz del crudo en sitio con el gas miscible, las combinaciones de las perforaciones que penetran en profundidad creadas por perforadores a chorro modernos se utilizan opcionalmente en la linea de cobertura de la perforación del pozo vertical, y/o abren un agujero cuando están presentes, y/o uno o más pozos de sonda desviados u horizontales que se utilizan de manera opcional y óptima, con dichos pozos de sonda dirigidos desde la perforación del pozo principal vertical en una dirección predeterminada y están en contacto con toda la formación LH de hidrocarburo liquido que sea posible. Asi, el gas miscible dirigido al espacio anular A alrededor de la linea de la tubería estará en contacto con el crudo en la profundidad de la formación LH de hidrocarburo líquido, y con el área de la perforación del pozo cercana, por compresión de la alta presión óptima continua desde el compresor C, incrementando el gas de solución y la entrada de la presión. La re-saturación del gas de solución del crudo alrededor del área de la perforación del pozo, desde la que el gas de solución estaba en procedimiento de descomposición o ya descompuesto en solución dejando el petróleo marginal o dominante como una reacción para producir altos índices con presiones de perforación de pozo bajas, es crítico para la conversión de la recuperación de petróleo en declinación actual a crudo recuperable para la recuperación total de crudo en sitio. Las prácticas del petróleo que fluye con el gas rápidamente desasean los crudos y crea canales de gas liberado hacia la perforación del pozo que incrementa el problema del petróleo marginal en las reservas de hidrocarburo en todos los campos de petróleo de Estados Unidos y del mundo. Los operadores vieron que estos problemas se manifestaban en el incremento de la proporción de gas y de petróleo y la reducción de la producción de crudo cuando explotaban el gas de la reserva en las operaciones de la producción de nivelado. El gas natural u otro gas miscible en la miscibilidad con el crudo en presiones altas determinadas. Este procedimiento similar de inyección de gas miscible también se muestra en la figura 8, donde el sistema de producción y recuperación ha sido instalado antes del procedimiento de inyección de gas. En la figuras 1 y 2, el gas de alta presión está comprimido e inyectado desde el compresor de superficie C a través · de la válvula de producción de la tubería de la perforación del pozo hacia abajo de la sarta de tubería de inyección y hacia afuera del obturador P abierto en el extremo inferior. El obturador P cerrado que mantiene la presión desde la parte superior de la formación de hidrocarburo líquido LH hacia abajo donde el conector puente BP mantiene la presión sobre la presión del punto de burbujeo del hidrocarburo liquido sin ventilar presión de gas desde la formación, también puede utilizarse en las operaciones de producción y recuperación donde el ensamble de la ventilación de gas no es práctica, como se explica en la figura 8 y como se muestra en la figura 5A y 6A. La capa gasífera GC se inyecta opcionalmente a, desde el compresor de superficie C a través de la válvula reguladora de presión PR y por la tubería del espacio anular del revestimiento A sobre el obturador P donde el gas miscible o no miscible se comprime a través de las perforaciones profundas DE en el pozo ¦ de sonda vertical cubierto, y/o desviado o en el pozo de sonda horizontal o pozos de sonda HB hacia la capa gasífera GC. Para la re-presurización de la capa gasífera, se utiliza por lq general C02, y a veces nitrógeno, sin embargo, se utiliza preferentemente gas natural miscible, cuando está disponible, para la inyección en la capa gasífera GC de la formación de hidrocarburo líquido LH. Dicha inyección de la capa gasífera GC se pone en contacto y se re-presuriza una gran área de la formación de hidrocarburo líquido LH para trabajar en conjunto con la inyección de gas natural miscible. Esto incrementará la eficacia del drenaje de petróleo de gravedad móvil desde el interior de cualquier porción de la capa gasífera GC sobre la formación de hidrocarburo liquido LH. La figura 2 muestra el procedimiento de inyección de gas natural de alta presión alternativo de la presente invención, donde la fuente del gas natural miscible de alta presión por inyección es su propio gas natural desde la capa gasífera GC sobre su propia formación de hidrocarburo líquido LH, y se aisla por la colocación de un obturador P sobre la sarta de tubería TS . El gas natural se produce desde la capa gasífera GC de la formación de hidrocarburo líquido LH a través del espacio anular A de la perforación de pozo superior sobre el obturador P a través de la válvula reguladora de presión PR sobre la perforación del pozo WH al compresor de superficie C, que comprime el gas natural a una presión alta óptima a la sarta de tubería de inyección TS a través de la válvula de producción PV y a las perforaciones de la formación de hidrocarburo liquido LH en la línea de cobertura vertical principal CS, y/ una o más pozos de sonda horizontal o desviado HB con las perforaciones que penetran a la profundidad DP. Como se va a enfatizar en la mayoría de los casos de la presente invención, el gas por lo general no se produce significativamente con los hidrocarburos líquidos, por lo tanto, esencialmente todo el gas se mantiene en solución e^n crudo y en la capa gasífera de la parte superior de la capa gasífera GC; o lo poco que se libera circula hacia el sistema del fondo de la perforación en la capa gasífera GC y/o en las formaciones de hidrocarburo líquido para alcanzar la recuperación y producción de hidrocarburo líquido incrementado óptimamente (crudo y material condensado) , y así recuperar el total de los hidrocarburos líquidos en sitio.

CARACTERÍSTICAS/OPERACIÓH DEL INYECTOR DE LÍQUIDO DEL FONDO DE LA PERFORACIÓN MEJORADO La figura 3 muestra los componentes primarios del Inyector de Líquido del fondo del pozo descritos en la presente invención como el componente novedoso principal del procedimiento de recuperación y producción de hidrocarburo líquido del fondo del pozo para el pozo de hidrocarburo líquido que permitirá que el sistema de recuperación de esta invención produzca hidrocarburos líquidos en altas presiones y volúmenes mientras que se mantienen estas presiones altas hasta que dichos líquidos alcanzan la tubería de producción donde se producen en la superficie, teniendo una formación de hidrocarburo líquido de la reserva sobrante. El Inyector de líquido DOLI ilustrado comprende los siguientes componentes básicos: Un flotador 12 construido con un acero relativamente delgado, por ejemplo: calibre 14, 16, 18 ó 20, y con un diámetro externo de 2 pulgadas, 3 pulgadas, o 3 ½ pulgadas, dependiendo de la perforación del pozo y del tamaño del Inyector de liquido, y aproximadamente 24 pies de largo, operando con presiones menores. El flotador 12 opera dentro del alojamiento externo 10 de acero carbono, que por lo general contiene roscas macho en la parte superior e inferior de la conexión de un collar superior y un tapón ciego hembra inferior 11 con roscas para ya sea un tapón ciego macho o para una extensión adicional de la tuberia para la recolección de arena en polvo. Las roscas macho y los collares se pueden diseñar para crear una nivelación del diámetro externo para el DOLI completo. Los calibres y tamaños varían según las condiciones de operación y el tamaño del revestimiento. El alojamiento 10 estará permanentemente lleno con nivel de líquido LL como por ejemplo agua salina tratada. El flotador 12 opera dentro de este líquido, y su flotabilidad, es decir, si se hunde o sale a la superficie, depende de la densidad de los fluidos (líquidos o gases libres) que entran por la parte superior del flotador 12 desde la perforación del pozo. Los hidrocarburos líquidos o el agua agregarán peso suficiente para que el flotador se sumerja. El gas incrementará la flotabilidad del flotador, haciendo que éste salga a la superficie. La función del movimiento del flotador 12 es para abrir o cerrar la válvula de cierre doble SV colocada en la parte inferior de la linea de descarga 13 que se extiende desde la parte inferior de la conexión de la linea de la tubería a través de la cabeza del inyector 14 que contiene la rosca macho para la conexión directa a la linea de la tubería de producción. La parte inferior de la línea de descarga 13 es el asiento de la válvula 16 para el extremo principal de la válvula 17. El tamaño principal de la válvula puede variar de 11/16 pulgadas de diámetro. El Inyector de Líquido DOLI de a presente invención se caracteriza por una válvula doble a través de la cual se reduce la diferencial de presión entre la perforación del pozo, como se aplica en el flotador de la válvula principal cerrada, versus la presión menor dentro de la línea de descarga de la tubería, por la apertura inicial de la válvula auxiliar de 3/16 pulgadas de diámetro (o menor o mayor, según sea necesario) . El extremo de la válvula auxiliar 18 está colocado en el émbolo de una válvula corta 19 ubicada en la parte inferior del flotador. El extremo se pone en contacto con la apertura 3/16 pulgadas a través del extremo de la válvula principal, que primero abre, rompiendo el sello de la diferencial de presión y permitiendo la calda del flotador 12 para abrir la -válvula de cierre principal SV. El inyector está equipado con un filtro VF de arena/desechos de tipo tamiz vertical opcional efectivo y novedoso que se atornilla dentro del collar superior del alo amiento y dentro de la rosca inferior de la cabeza del inyector 14. El filtro tamiz VF de la presente invención tiene como función un tubo base con puertos múltiples 20 que proveen aberturas 21 ranuradas de filtro vertical y de clasificación de calda de alto tamiz, que contiene ranuras de aproximadamente 0.010 pulgadas de anchura, o como se requiera, para la arena de formación óptima y para la eficiencia de tamizado de desechos óptimo y la duración del fondo de la perforación. El filtro ranurado vertical es un filtro de arena, mejorado en esta invención y se describe como novedoso y más · efectivo. La figura 3A ilustra además el principio básico de la aplicación del método de producción y recuperación DOLI del inyector del líquido de la presente invención, en operación en una perforación de pozo en donde se mantiene una óptima alta presión en la capa gasífera abierta GC y en la formación abierta de hidrocarburos líquidos LH a través del espacio anular A de la perforación de pozo. En la aplicación de este método, la formación de hidrocarburos líquidos y de gas, líquidos de hidrocarburo y no hidrocarburo se muestran naturalmente separados de acuerdo con su densidad, gas natural en la parte superior, CD condensado, CO de petróleo crudo, después agua salina Sw, si están presentes. Debido a que la alta presión mantenida se ecualiza entre dicha perforación de pozo y dicha capa gasífera, los líquidos de hidrocarburos saturados con gas de solución móvil (y cualquier tipo de flujo agua presente) , entran libremente a la perforación del pozo por medio de su gradiente más pesado para entrar y rellenar el flotador 12 del inyector en donde la presión del agujero de fondo que se ha mantenido alta, en los tubos en forma de U, en esta formación de líquidos hacia la válvula abierta del inyector, Figura 3 y 3A SV, dentro de la sarta de tubería TS a un nivel igual a la presión de agujero de fondo que mantiene el nivel del líquido regulado por el gradiente del líquido hacia la tubería que está abierta a la superficie. Por ejemplo, en la aplicación de la presente invención, en un pozo que opera a 5,000 psi mantenido a una presión de perforación de pozo operativa que produce un condensado CD sumamente fluido a un gradiente de 0.320 psi/pie, la presión de la perforación de pozo movería dicho condensado entrante a través del inyector líquido abierto .hasta un nivel CDL estático 15,625 pies en la sarta de tubería TS. En un petróleo crudo CO 30°API de producción de pozos, a un gradiente de 0.380 psi/pies, la presión de la perforación de pozo de 5,000 psi mantendría dicho crudo a un nivel COL estático de 13,160 pies, hasta la sarta de tubería TS. El agua salina SW, si está presente, con un gradiente de 0.478 psi/pie, se impulsaría hasta una altura de 10,460 pies SWL. Las figuras 1 y 2 ilustran el procedimiento de inyección de gas de la presente invención, mientras que la figura 3A ilustra su procedimiento básico novedoso de producción y recuperación bajo la alta presión- operativa que se ha mantenido como óptima en la presente invención, tal como se describe. La figura 3A también muestra que recuperar los líquidos de formación se acumulan en el flotador abierto del inyector líquido, que se va a inyectar por medio del diferencial de presión del agujero de fondo dentro de la sarta de tubería TS de producción de presión más baja, no en la perforación de pozo del espacio anular A de la tubería de revestimiento, que se mantiene seco con gas sobre los líquidos entrantes desde la formación de hidrocarburos líquidos. El crudo saturado con gas de la solución entrante y el material condensado que lo acompaña, se mantienen bajo esta alta presión óptima del espacio anular A de la perforación de pozo de la tuberia de revestimiento operativa, hasta que deja dicha perforación de pozo a través de la válvula abierta del inyector SV en donde, y solamente entonces, cae la presión hasta la de la sarta de tuberia TS, que es abierta hacia la presión atmosférica o la presión de las instalaciones de la superficie que es más baja. Con esta reducción de presión, el gas se descompone de la solución a esa presión de punto de burbujeo del hidrocarburo líquido para ayudar a elevar los hidrocarburos líquidos que fluyen ascendentemente . La descomposición de gas de la solución y el procedimiento de flujo de LH del hidrocarburo líquido no se muestran en la figura 3A, sino que la alta formación hacia una presión operativa del agujero de fondo, del espacio anular A de la perforación de pozo a 5,000 psi mantiene a los líquidos en dirección ascendente con respecto al orificio la sarta de tubería TS, o la presión que hace fluir estos líquidos hacia la superficie debido al diferencial de presión, dependiendo de la profundidad del pozo. La figura 3A ilustra además la aplicación básica del método del inyector líquido DOLI de la presente invención que se describe en las figuras 3, 4 y 7, en un pozo, tal como se define por medio de una sarta de tubería de revestimiento CS como un orificio abierto tipo ratonera en una perforación de pozo a una profundidad debajo' del fondo de una formación de producción de hidrocarburos líquidos LH, para posicionar el inyector líquido DOLI para que su filtro de tamiz de arena de tipo vertical VF, que sirve como punto de entrada de fluidos de formación, esencialmente el punto de nivel líquido entrante LL, quede debajo de la profundidad de la formación de hidrocarburos líquidos LH cuando sea posible. El inyector líquido DOLI está directamente conectado a la sarta de tubería TS con la cabeza de inyector 14 de tal forma que el alojamiento 10 del inyector líquido y su tubo de flujo 13 se atornillan en el fondo de la cabeza del inyector líquido 14, la sarta de tubería TS se atornilla en la parte superior de dicha cabeza del inyector. EL inyector líquido provee un pasaje directo dentro de la sarta de tubería para los líquidos inyectados dentro de la abertura de la válvula principal, figura 3, No. 16, de la válvula de cierre SV, que forma la base del tubo de flujo 13 dentro de la sarta de tubería TS arriba. Por lo tanto, el flujo de líquido desde la formación de hidrocarburos líquidos LH dentro del flotador 12 del inyector líquido DOLI para la inyección dentro de la sarta de tubería TS, se muestra en la figura 3A. En todos los casos, se mantiene una óptima presión elevada en la capa gasífera GC y su formación asociada hidrocarburos líquidos LH tal que los hidrocarburos líquidos en la formación y en la perforación de pozo, en el espacio anular A, se mantienen sobre la presión de punto de burbujeo que se requiere para mantener un gas miscible en la solución. La figura 3A ilustra que el petróleo crudo y el material condensado fluirán a la superficie en la mayoría de los pozos debido al diferencial de presión entre la presión óptima mantenida en la perforación de pozo y la presión más baja en la tubería, y donde no se muestra, como gas en solución que se descompone pasando su presión de punto de burbujeo determinada en las columnas de elevación, reduciendo así la densidad promedio de la columna y además asistiendo a un flujo ascendente. El nivel de la columna en elevación del escenario de agua salada es para propósitos de ejemplos solamente. Cuando el flujo de líquidos desde la formación de hidrocarburos líquidos LH, a la perforación de pozo, espacio anular A dentro del flotador del DOLI del inyector líquido se controla una válvula doble abierta y se ve, es menos la inyección de fluidos de presión del agujero de fondo acelerada dentro de la sarta de tubería TS, el nivel del liquido dentro del flotador 12 caerá conforme el gas se mueve hacia abajo en el flotador de tal forma que el flotador se convierte en flotable y se eleva, por lo tanto cerrando positivamente la válvula doble SV dentro de la sarta de tubería TS. La aplicación del método de la presente invención del inyector líquido DOLI permite una producción de alto volumen por medio del diferencial de presión óptimo de líquidos hidrocarburos saturados con gas de solución que se mantienen sobre su presión de punto de burbujeo durante la recuperación desde la formación, mientras evita positivamente la producción de gas natural o inyectado, reteniendo de esta manera la saturación de gas de la solución y el gas de impulso GC de la capa gasífera elevada dentro de la formación de hidrocarburos líquidos LH, recuperando de esa manera totalmente en sitio un hidrocarburos líquidos saturados con gas de solución originalmente móviles en la formación. La figura 4 ilustra las características principales del sistema de flotación extendido EFS del inyector de líquidos DOLI de la presente invención en donde la longitud del flotador 12 del inyector se incrementa sustancialmente, dos, tres, cuatro o cinco veces o más, para proveer el peso neto incrementado del flotador para abrir la punta piloto de la válvula de cierre SV contra los diferenciales de excesivamente alta presión de la presente invención, que proveen una solución de avance y positiva novedosa para la recuperación de hidrocarburos líquidos de alta presión que se mantiene sobre su presión de punto de burbujeo. En el sistema EFS del flotador extendido 12, la longitud del alojamiento del inyector 10 se incrementa agregando la tubería enroscada del alojamiento con secciones del collar enroscado. El tapón ciego del fondo 11, cuya disposición se mantiene sin cambios en esta versión del inyector. El sistema de válvula de cierre SV como aparece en la figura 3 se mantiene esencialmente igual; se muestra esquemáticamente solo en la figura 4. El tubo de descarga 13 puede estar opcionalmente equipado con centralizadores tipo aleta 23 para mantener el flotador centrado en el tubo de descarga en los pozos ligeramente desviados de la vertical. La parte exterior del flotador 12 opcionalmente tiene medias esferas de aproximadamente ¾ pulgadas de diámetro 24 espaciados en la superficie exterior para evitar el contacto de fricción del flotador contra el diámetro interno del alojamiento 10. Las secciones del flotador se conectan por medio de collares nivelados del material de flotador especial internos y roscas 22 para lograr la longitud deseada y mantener diámetros exteriores originales. Cada sección del flotador está reforzada especialmente por una precisión en los extremos del flotador 12 para que se enrosquen para los conectores de collar 22. El filtro de tamiz será alargado conforme sea necesario para dar al filtro vertical VF que rodee el tubo de base de puerto 20 un volumen de flujo adicional necesario. Por ejemplo, una sección de filtro de diámetro exterior de 3.75 pies, 4 1/2 pulgadas puede producir aproximadamente 750 burbujeos/dia de flujo de liquido. Se pueden agregar secciones de filtro adicionales 25 para la alta producción de volumen de líquidos de las aplicaciones de la presente invención, conforme se necesiten, atornillando dentro de la conexión del collar 28. Los tornillos de la sección superior dentro de la cabeza del inyector 14 dentro del cual se conecta la parte inferior de la linea de la tubería TS.

Sistemas de producción que producen a una presión óptima mantenida La figura 5 ilustra un sistema de recuperación LH de formación de hidrocarburos líquidos de la presente invención donde se recuperan hidrocarburos líquidos a una presión de recuperación óptima que tiene un inyector de líquidos mejorado DOLI tal como se muestra en la figura 3, con un solo flotador o la figura 4 con un sistema de flotador extendido EFS, y se localiza con su filtro de tamiz vertical extendido de alto volumen del líquidos, figuras 3 y 4 VF, una sección de borde de entrada de gas y líquido en el pozo de sondeo vertical en el fondo de la formación de hidrocarburos líquidos LH en donde se hace fluir hidrocarburos saturados con gas de solución dentro de la perforación de pozo desde las perforaciones en la cadena de revestimiento CS, y/o en uno o mas pozos de sondeo horizontales mas desviado HB óptimamente penetrando profundamente la formación de hidrocarburos líquidos LH. La porción principal del sistema de flotación extendido EFS que -se describe en detalle en las figuras 4 y 7, o el único sistema de flotación en la figura 3, opera dentro de un orificio de tipo ratonera cuando es posible, o una porción extendida de la columna de la tubería CS aislada por medio de un tapón. de detención opcional BP. El sistema de flotación extendido EFS por si solo como se detalla en la figura 4, será de aproximadamente 40 pies a 120 pies, o sustancialmente más en longitud dependiendo de la alta presión operativa que se mantiene óptimamente en el pozo. Las ventajas del sistema de flotación extendido EFS de la presente invención son su flotador con sección alargada que da el peso requerido de flotación, cuando se sumerge en liquido, suficiente para abrir la válvula de cierre doble SV a presiones de perforación de pozo excesivamente altas mantenidas dentro de la parte inferior del flotador, para inyectar una producción de liquido inmediata dentro de la sarta de tubería TS. Una seria limitación del inyector líquido DOLI y su flotador a una longitud única de la junta o conexión, en pozos que inmediatamente descargan presión nuevamente al líquido en la tubería sobre el inyector líquido por medio de bombeo de vástago o elevación de gas removiendo así la cabeza hidrostática que se necesita sobre la válvula doble- SV del inyector líquido, las presiones elevadas de la perforación de pozo de la presente invención se necesitan para mantener hidrocarburos líquidos sobre un estado saturado de gas de presión de punto de burbujeo para la recuperación de flujo óptimo desde la formación de hidrocarburos líquidos LH · crean un alto diferencial de presión del sello prohibitiva o impracticable a través de la punta piloto de la válvula de cierre de dos partes que evita su abertura. El desempeño que se requiere y el desempeño mejorado del sistema de flotación extendido novedoso EFS permite la abertura de la válvula piloto de 3/16 pulgadas de diámetro y posteriormente la válvula piloto principal de 11/16 pulgadas para permitir la producción de todo el volumen líquido entrante dentro de la sarta de tubería de producción TS a presiones excesivamente elevadas. Cuando el sistema de flotación extendido EFS abre la válvula de cierre doble SV del inyector líquido, el resultado es que la presión de la perforación de pozos sumamente mantenida alta fluye en las columnas o tamices rotatorios de líquidos dentro y hacia arriba en la tubería de producción de presión mas baja donde el flujo líquido es auxiliado por la descomposición de gas de solución como líquidos y después se hacen fluir a la superficie inyectando opcionalmente un gas de elevación de presión de la capa gasífera, abierto al espacio anular ? de revestimiento, a través del número requerido de válvulas de cierre vertical de gas GLV de elevación de tapa que se activan sensibilizando la presión de la columna de líquido que fluye sobre su nivel determinado en la tubería. Una o más válvulas de cierre vertical de gas LV se separan óptimamente sobre la formación de hidrocarburos líquidos LH en la sarta de tubería TS sobre la superficie. A un nivel óptimo del fondo de la capa gasífera GC y la parte superior de la formación de hidrocarburos líquidos LH, un obturador P con un ensamble de válvula de ventilación de gas de descarga de presión GVA debajo es operado por una válvula de descarga de presión de tipo elevación de gas en su mandril localizado en la tubería. La figura 5 ilustra por medio de líneas y flechas horizontales la expansión descendente de la capa gasífera GC por medio de la recuperación impulsada por la presión de la capa gasífera de hidrocarburos líquidos, en donde el obturador P y el ensamble de ventilación de presión de gas GVA localizado debajo del fondo de dicha capa gasífera expandida. La GVA permite al operador recuperar hidrocarburos líquidos saturados con gas de solución mantenidos a una presión reducida óptima elegida justo sobre su punto de burbujeo determinado desde la formación de hidrocarburos líquidos de alta presión LH y para ventilar cualquier acumulación de presión de gas libre en la perforación de pozo dentro de la tubería de producción que excede la presión nuevamente mantenida requerida en la formación de hidrocarburos líquidos LH. El obturador y el ensamble de ventilación de gas P, GVA es crucial para el sistema de recuperación de presión reducido óptimo de la presente invención y se describe más ampliamente en la figura 8 y 9. Durante el procedimiento de inyección de gas miscible en la figura 5, el mandril GVA del obturador y uno o más mandriles de válvula de cierre vertical de gas se sellan por presión con válvulas aislantes para que el gas de alta presión pueda ser inyectado hacia abajo hacia la sarta de tubería TS y fuera del manguito deslizante abierto SS, como se describirá en detalle en la figura 8. Cuando la válvula aislante está insertada dentro del mandril GVA, su obturador asociado opera como un obturador sólido. El flujo líquido no alcanzará el ensamble de ventilación de gas GVA del obturador P ya que fluye descendentemente, debido a su gradiente más pesado, y a través del inyector líquido dentro de la tubería de producción. La válvula de puerto principal 11/16 pulgadas del inyector líquido, tiene una capacidad adecuada de flujo. Si la presión dentro del espacio anular A- del revestimiento es de 5,000 psi y la tubería está fluyendo todo el crudo líquido a 33°API, hacia la superficie desde una profundidad de 10,000 pies, la presión diferencial de 1,280 psi, fluiría un burbujeo al día aproximado de 19,800 a través de la válvula abierta. La mejora novedosa del flujo opcional al sistema de elevación de hidrocarburos líquidos es un tubo tipo venturi instalado por cable VJ. El tubo tipo venturi tiene un tubo interno corto con una construcción ahusada en su parte media que abre a lo ancho en su descarga superior y crea influjo en forma de pistón gaseoso debajo de la columna de donde fluyen líquidos. Este pistón gaseoso de flujo igualmente distribuido se combina con las fuerzas de elevación de la composición de gas de la solución en el hidrocarburo liquido fluyendo, con la fuerza de elevación inyectada de gas de presión más alta que se introduce por medio de la válvula de cierre vertical de gas GLV directamente debajo del tubo tipo venturi VJ. El sistema VJ de tubo tipo venturi con válvulas de cierre vertical de gas GLV están separados a niveles predeterminados hacia la sarta de tubería de perforación de pozo TS para acelerar la elevación de todos los volúmenes de líquidos entrantes con un presión de gas más elevada.( El número de tubos venturi VJ con válvulas de cierre vertical de gas GLV dependerán de la profundidad del pozo para elevar cualquier variedad de pozos de presión y profundidad, desde una profundidad promedio de 6,000 pies, profundidad 15,000 pies, muy profundo 20,000 pies hasta el más profundo 30,000 pies . Conforme la sarta de tubería TS se aproxima a la superficie, los chorros venturi VJ no se utilizarán para mantener un espacio de tubería abierto libre para limpiar por medio de pistoneo el pozo cuando se necesite. A un nivel predeterminado, solamente las válvulas de cierre vertical de gas GLV montadas en mandriles exteriores se utilizarán para completar una elevación de gas de alta presión desde el espacio anular A de la perforación de pozo abierta para elevar todos los volúmenes de líquidos a todas las profundidades varias en la superficie del pozo conduciendo a las instalaciones de mane o' de producción de superficie. Una aplicación opcional de la figura 5 es elevar gas al flujo de hidrocarburos líquidos a la superficie sin los chorros venturi . Este procedimiento de producción idéntico se muestra en la figura 9 en donde el sistema de producción también fue instalado antes del procedimiento de inyección. En los escenarios de producción de las figuras 5 y 9, las válvulas aislantes han sido recuperadas en el cable y en las válvulas de cierre vertical de gas operativas reales GLV en donde ha estado instalada en línea de cable en la sarta de tubería de producción TS. El obturador de inyección/producción P ahora se convierte a su fase de producción por medio de su válvula aislante DV en su mandril tipo elevación gas por debajo de en donde se ha recuperado también en cable y a una válvula de tipo de ventilación de elevación de gas de relevo de presión real instalado por un cable. El manguito deslizante de sellado de presión SS ha sido cerrado por medio de cable y el pozo se pone en su fase de producción. Antes del procedimiento de inyección, el sistema como se aprecia en la Figura 5 se instala en un pozo controlado y el fluido muerto se limpia nuevamente pasando las válvulas de cierre vertical de gas montadas externas GLV sin chorros de tubo venturi VJ, hacia el obturador P y hacia el ensamble de ventilación de gas GVA. Conforme se eleva la presión, los chorros venturi opcionales VJ se instalan por medio de cable en sus mandriles internos . Conforme se acumula su capa gasífera y la presión LH de formación de hidrocarburos líquidos, el pozo se pone en producción. En dicho pozo naturalmente de alta presión, si la capa gasífera tiene una alta presión excesiva, opcionalmente se puede producir una cantidad predeterminada de gas a la superficie mientras se retiene la presión óptima de capa gasífera requerida . La Figura 5A ilustra una modalidad alternativa a la presente invención en donde se utiliza un obturador P sin el ensamble de ventilación de gas abajo. El escenario de la Figura 5A es aplicable tanto a un nuevo pozo dentro de una formación original nueva de LH de hidrocarburos líquidos de alta presión y una capa gasífera asociada GC, o en una formación original de petróleo crudo agotada, que ahora ha sido re-presurizada por la inyección combinada de gas miscible de alta presión de la presente invención dentro de la formación de hidrocarburos líquidos LH y/o la inyección de gas miscible o no miscible de alta presión dentro de la capa gasífera. El manquito deslizante SS se localiza óptimamente y directo bajo el obturador P, como se muestra en los escenarios de producción de la Figura 5A y 6A, para proveer un método para liberar el gas atrapado en el espacio anular A de la perforación de pozo debajo del obturador, particularmente después de convertir de inyección de gas a la formación de hidrocarburos líquidos LH a través del manquito deslizante abierto SS al sistema de recuperación y producción. En la Figura 5A, el objetivo del sistema de producción y recuperación del fondo de la perforación novedoso de la presente invención, se muestra como recuperando hidrocarburos líquidos fuera de la formación de hidrocarburos líquidos LH cerrando la alta presión dentro de dicha formación y manteniendo una presión óptima dentro de la capa gasxfera GC sobre la cual el gas en el petróleo crudo se separa de la solución. Por lo tanto, cuando los hidrocarburos líquidos de la formación (petróleo crudo y/o materiales condensados (se mueven dentro del espacio anular A de la perforación de pozo abierta debajo del obturador sólido P, a la presión de formación, fluyen directamente dentro y rellenan el flotador del inyector líquido mejorado DOLI y a través de la válvula doble abierta del flotador sumergido, Figura 3A (SV) , dentro de la sarta de tubería de producción de presión más baja. La Figura 5A es única con relación a otros escenarios ya el que obturador sólido crea una extensión de la formación a través del espacio anular A de la perforación de pozo original hacia una nueva perforación de pozo, que es un DOLI del inyector líquido mejorado con una sarta de tubería hacia la perforación de pozo de la superficie. Una vez que el obturador sólido se inicia para el procedimiento de inyección y/o el procedimiento de producción y recuperación, se sella en un gas inyectado de alta presión, original, dentro de la formación de hidrocarburos líquidos LH y su espacio anular original A de la perforación de pozo, para recuperar en sitio petróleo crudo y cualquier material condensado en sitio. La presión de la formación de hidrocarburos líquidos LH es igual a su espacio anular A de la perforación pozo. El flotador del inyector líquido permite una abertura para todos los líquidos entrantes, mientras evita que la entrada de gas libre del espacio anular A de la perforación de pozo dentro de la tubería de producción de menor presión TS, en donde los hidrocarburos líquidos saturados con gas de solución fluyen a la superficie por medio del diferencial de presión del punto del fondo o cerca del fondo de sondeo entre el espacio anular A de la perforación de pozo de hidrocarburos líquidos y la tubería de producción sustancialmente de menor presión TS con asistencia de flujo de la separación de gas de la solución conforme la presión cae en los hidrocarburos líquidos que fluyen, después de que pasan su nivel de presión de punto de burbujeo en la tubería y también con la ayuda de la elevación de gas, conforme se necesita para un flujo ascendente de mayor elevación. Este escenario de obturador sólido P de la presente invención, en la mayoría de los pozos, puede hacer fluir hidrocarburos líquidos a la superficie conforme se mueven hacia la tubería de producción de menor presión TS. En una instalación típica, una presión LH de formación de hidrocarburos líquidos de 5,000 psi elevará una columna de petróleo crudo de 33° API de 0.372 psi/pie. Que es un gradiente a una altura de 14,785 pies. La Figura 6 ilustra el sistema de recuperación de hidrocarburos líquidos de la presente invención produciendo hidrocarburos líquidos por medio de una presión alta óptima solamente sin una elevación artificial. También se ilustra un pozo de alta presión original o un pozo después de la inyección de gas miscible de alta presión de la presente invención dentro de la formación de hidrocarburos líquidos LH y/o inyección de gas miscible o no miscible dentro de la capa gasífera GC. Se muestra esquemáticamente en el espacio anular A de la perforación de pozo vertical el inyector de líquido mejorado DOLI con un sistema de flotación extendido EF3, y un manguito deslizante cerrado SS en dicha perforación de pozo que está abierto hacia la formación de hidrocarburos líquidos LH por medio de perforaciones profundas DP y uno o más sondeos horizontales HB. En la sarta de tubería TS en la parte superior de la formación de hidrocarburos líquidos se encuentra el obturador P y su ensamble de ventilación de presión de gas GVA abajo. Sobre el obturador se encuentra la capa gasífera perforada, que se mantiene una presión óptima controlada por medio de la válvula de escape de presión de boca de pozo del revestimiento PR. El obturador P en la sarta de tubería TS en la parte superior de la formación de hidrocarburos líquidos LH que contiene un ensamble de ventilación GVA de presión de gas de alivio de presión de gas, mantiene la presión de recuperación óptima predeterminada que permite un máximo flujo de recuperación de hidrocarburos líquidos desde la formación mientras se retiene gas de solución en la solución en el petróleo crudo liquido sumamente móvil de recuperación, mientras se recupera en sitio cualquier material condensado. Cualquier gas de alta presión excesivo separado de los líquidos en la perforación de pozos se permite por medio del ensamble de ventilación de gas que se configura para ventilar ascendentemente hacia la sarta de tubería TS. El ensamble de ventilación de gas GVA, que puede operar con obturadores de la industria disponibles, comprendería un mandril de bolsillo lateral de tipo de válvula de cierre vertical de gas abierto hacia la perforación de pozo debajo del obturador, abriendo así el espacio anular A debajo del obturador hacia la sarta de tubería. Dentro del mandril que es parte de una perforación de pozo de la tubería, que incorpora también el obturador anterior, se insertó una válvula de tipo elevación de gas de alta presión especial por medio de una línea cable dentro del mandril. Se preestablecen sistemas especiales cargados con nitrógeno, dentro de dicha válvula para una presión de abertura predeterminada. Esa presión a través del mandril actúa sobre el sistema de fuelle y abre un extremo en la válvula, expulsando así gas desde el espacio anular debajo del obturador P dentro de la tubería, hasta que la presión debajo del obturado cae hasta la presión preestablecida y el extremo de válvula se cierra. La presente invención en la Figura 6 ilustra una presión operativa alta óptima y mantenida en la formación de hidrocarburos líquidos LH, así como en la capa gasífera GC. El gas natural por lo general no se producirá desde la formación de capa gasífera en ninguna etapa del periodo de reproducción y recuperación de hidrocarburos líquidos, a menos que se desee en capas gasíferas de gas natural espesas que producir gas a una velocidad controlada, manteniendo la presión balanceada óptima de la capa gasífera requerida, mientras también se producen hidrocarburos líquidos. El sistema de producción que se muestra aquí no utiliza gas de elevación inyectado ni introducido desde la capa gasífera GC a través del espacio anular A de perforación de pozo superior, ni tampoco existe ningún sistema de elevación artificial en la sarta de tubería de producción TS. El sistema de producción de la presente invención funciona por medio de un diferencial de presión en el espacio anular A en la perforación de pozo de hidrocarburos líquidos de agujero de fondo elevado, a través del inyector líquido dentro de la sarta de tubería de producción de más baja presión. Conforme el hidrocarburo líquido impulsado de alta presión pasa al puerto de asiente principal de la válvula de cierre doble DOLI del inyector liquido, de la Figura 3 No. 17, se hace fluir hidrocarburo liquido saturado con gas de solución como una columna liquida hacia la superficie dentro de la sarta de tubería de producción TS. El diferencial de alta presión entre el espacio anular ? de la perforación de pozo y la tubería TS produce la superficie el petróleo crudo saturado de gas de solución original o inyectado o cualquier material condensado acompañante, en donde el gas de solución se separa de la solución en la presión de punto de burbujeo determinada del hidrocarburo líquido dentro de la sarta de tubería TS para ayudar a fluir los hidrocarburos líquidos hacia arriba, para que se produzcan en el puerto de salida de la tubería PV del boca de pozo de la boca de pozo H. Un pozo que opera a 5,500 psi soportará . un gradiente de 0.372 psi/pie, 33°API petróleo crudo arriba de la sarta de tubería TS hasta 14,785 pies . El flujo de diferencial de alta presión a través del puerto principal de válvula doble abierto del flotador del inyector líquido, de la Figura 3? SV, es adecuado para las formaciones de hidrocarburos líquidos en todas las áreas de producción de petróleo mundiales de alto volumen. Por ejemplo, la abertura de la válvula de orificio principal de 11/16 pulgadas, a una tubería de descarga del inyector líquido de 20 pies, con carga nominal de 1 pulgada, fluirá 15,500 burbujeo/día de petróleo crudo 33°API a un diferencial de 1, 000 psi. Por lo tanto, esta capacidad de flujo en la válvula, si se reduce proporcionalmente a 1,500 burbu eos/día por diferencial de 100 psi, sería adecuado para el ensamble de ventilación de gas (GVA) para reducir la inyección de presión de la perforación de pozo a través de la válvula principal de 11/16 pulgadas., dentro de la sarta de tubería. Esta capacidad de flujo también depende de las características de líquido en condiciones de agujero de fondo, con crudos de gravedad más elevados y materiales condensados que tienen la capacidad de tener velocidades de flujo más altas para un cierto diferencial de presión. Y dicha presión de perforación de pozo mantenida GVA se puede ajusfar para ofrecer un mayor diferencial de presión en caso que la capacidad de flujo de líquido del pozo lo soporte. La producción de líquido entrante mantendrá un constante nivel de líquido que fluye hacia dentro LL en el filtro de tamiz vertical VF, en su entrada de líquidos del inyector líquido. En la Figura 6, estos líquidos de producción entrantes se mueven hacia arriba en la tubería de producción conforme el gas de solución en la presión de punto de burbujeo determinado del hidrocarburo liquido se separa de la solución y fluye en cabezas de flujo de hidrocarburos líquidos hacia la superficie. El procedimiento de flujo de la presente invención hace fluir todos los hidrocarburos líquidos producidos fuera, y hacia la sarta de tubería S de producción de la boca de pozo WH, saliendo del puerto a las instalaciones de separación de la superficie. El gas se separa de la solución en hidrocarburos líquidos solamente después que han abandonado la formación de hidrocarburos líquidos LH en tránsito dentro de la sarta de tubería de producción TS en el sistema de recuperación de superficie, debido a la alta presión mantenida en la formación de hidrocarburos líquidos total y sus perforaciones de pozo. Las restricciones de profundidad de la Figura 6 se relacionan a las presiones de operación de la perforación de pozo elegidas del sistema, es decir, 2,300 psi fluirán fácilmente hidrocarburos líquidos saturados con gas producido en la superficie en pozos de aproximadamente 6,000 pies. De profundidad. Sin embargo, en pozos más profundos, el sistema de producción que se muestra en la Figura 5 es el sistema de elevación preferido debido a su válvula de cierre vertical de gas con un tubo de tipo venturi con capacidades incrementadas de elevación de líquidos. Las Figuras 6 y 6? así como los sistemas de producción que se muestran en las Figuras 5 y 5ñ pueden producir una perforación de pozo de formación múltiple aislando formaciones elegidas individualmente, tal como se describe en las Figuras 10 y 10A. El conector BP aisla la formación elegida de las formaciones inferiores y en donde hay otras formaciones abiertas arriba de la formación elegida, se puede utilizar un ensamble de ventilación de gas y obturador en la parte superior de la capa gasífera original o secundaria en pozos en donde lo permite la dimensión del revestimiento; se puede utilizar un obturador sólido en pozos con dimensiones más pequeñas. Cualquier operación de válvula de cierre vertical de gas tiene que operar dentro de la perforación de pozo entre el obturador superior en la parte superior de la capa gasífera y la parte inferior en el fondo de la capa gasífera. La operación de elevación de válvula o elevación de gas o elevación artificial no será necesaria en la mayoría de los pozos debido a la habilidad de elevación de alta presión de la presente invención, tal como se analizó anteriormente. La Figura 6? ilustra una modalidad de alternativa a la Figura 6 para un pozo original de alta presión, o después del procedimiento de inyección de gas miscible de alta presión de la presente invención. En la Figura 6?, el obturador P y el ensamble de ventilación de gas GVA se reemplaza con un obturador sólido P. Se muestra un manguito deslizante SS operado por cable cerrado localizado inmediatamente debajo del obturador P para permitir, cuando se abra, el alivio de gas de alta presión atrapado bajo dicho obturador, particularmente después del procedimiento de inyección de gas miscible de alta presión, tal como se describe en la Figura 5A. Este sistema de recuperación de liquido de alta presión se describe con mayor detalle en la Figura 5A, que ahora se muestra en la Figura 6A sin la asistencia de elevación artificial. El obturador P mantiene la presión sobre la presión de punto de burbujeo de saturación de gas de la solución en la formación de hidrocarburos líquidos LH y su espacio anular de perforación de pozo A. Dentro de la sarta de tubería TS de producción de presión más baja, la presión de flujo de líquido inferior es igual a la columna de líquido que fluye dentro de la sarta de tubería, que disminuye hacia la superficie conforme se alcanza la presión de punto de burbujeo del hidrocarburo líquido, y la presión de caída liberará si sin la solución, existiendo así a que fluyan los líquidos a la superficie sin elevación artificial. También se muestra una boca de pozo H, ilustrando la válvula reguladora PR de presión del espacio anular de perforación de pozo del revestimiento, y la válvula de tubería de producción PV. El flujo desde la tubería se dirige a un separador de líquidos-gas, que no se muestra, del cual · pasa del hidrocarburo líquido hacia la línea de acumulación del sistema de producción, y se comprime el gas separado por medio de la presión de la superficie hacia la línea de gas, u opcionalmente se re-inyecta nuevamente hacia la capa gasífera .

RECUPERACIÓN DE PRODUCCIÓN E INYECCIÓN DE GAS MISCIBLE EN LA PERFORACIÓN DE POZO La Figura 7 ilustra la operación de la presente invención sin un obturador para las aplicaciones de perforaciones de pozos en pozos que tienen capas gasíferas en formaciones de petróleo, ya sea una presión cercana o igual, y muy claramente ilustra esquemáticamente el inyector líquido total mejorado DOLI con un sistema de flotación extendido EFS en un espacio anular ? de perforación de pozo vertical en el orificio de tipo ratonera del pozo justo debajo de la formación de hidrocarburos líquidos LH. La Figura 7 ilustra el inyector líquido con varias secciones de longitud de flotación 24 pies. Conectado por medio de collares de material de flotación de peso ligero especiales para recuperar hidrocarburos líquidos, en pozos que operan a presiones óptimas requeridas. Los componentes del DOLI individual que se muestran en la Figura 7 se identifican por medio de números y letras idénticas en la Figura 4. El inyector de la presente invención ten todas las figuras también se puede aplicar con una sola longitud del flotador (aproximadamente) 24 pies a 32 pies) como se puede apreciar en la Figura 3, para aplicaciones de perforaciones de pozo como se aprecia en la Figura 7B, en donde las presiones óptimas de la presente invención son sustancialmente menores o en donde el flujo líquido en la sarta de tubería es lo suficientemente elevado en la cabeza hidrostática para disminuir el diferencial del agujero de fondo entre la perforación de pozo y sobre la válvula de cierre doble del inyector, como se aprecia en la Figura 3 No. 17. Por lo tanto, se utiliza el inyector líquido mejorado en muchos escenarios, pero no en todos los escenarios de producción de alta presión de la presente invención. El total de longitudes del flotador, como se describiera con mayor detalle en el análisis del sistema EFS de flotación extendida, en el "Resumen de la invención" depende de la magnitud del revestimiento y del diámetro relacionado exterior del flotador que se requiere para producir los escenarios de inyección de gas de alta presión, como se muestra en las Figuras 1, 2, 7A y 8, o en una formación original LH de hidrocarburos líquidos de alta presión. No existe ningún sistema disponible de recuperación y producción hoy en día en la industria de gas y petróleo ni se muestran en técnicas anteriores que puedan producir a estos niveles de alta presión mientras se retenga una presión de "gas libre y una saturación de gas de solución en la perforación de pozo y el hidrocarburo líquido LH del yacimiento y la capa gasífera GC de formación. El inyector líquido DOLI mejorado de la presente invención con un sistema de flotador extendido EFS, o en algunos casos, de flotador de una sola longitud, puede producir a todos los niveles ya sea debajo o sobre las presiones altas requeridas para una variedad de .escenarios de inyección de alta presión o en formaciones LH hidrocarburos líquidos de alta presión originales. Se pueden perforar especialmente suficientes orificios de tipo ratonera, debajo de las formaciones de producción, si es que no están disponibles. Los altos volúmenes extremos de líquidos presentes no tienen imitaciones, conforme una vez que se abre el sistema de flotación, el líquido fluye a todos los volúmenes entrantes para continuar dominando la formación de hidrocarburos líquidos LH dentro de la sarta de tubería de producción de menor presión. Aproximadamente, 200 pies total de 3 ½-pulgadas, de un flotador de sección extendido de válvula calibre 14, se abrirá con muy poco volumen de hidrocarburos líquidos proporcionados a un diferencial de presión de 7,000 psi, como ejemplo de alta presión. La capacidad de flujo a través de una válvula de cierre doble SV abierta de 11/16 pulgadas se describe en la descripción de la Figura 6. La Figura 7A ilustra una aplicación de inyección de gas miscible de perforación de pozo de la presente invención en donde el inyector líquido DOLI, como se aprecia en la Figura 7, y una o más válvulas de cierre vertical de gas GLV se instalan en un pozo antes de dicho procedimiento de inyección de gas de alta presión. La Figura 7A muestra una o más válvulas de cierre vertical de gas GLV que no tienen imitaciones de elevación de profundidad, sin embargo, se pueden aplicar otros sistemas de elevación artificial de alto volumen factibles en la industria, tales como bombas centrífugas de alto volumen, bombas, vástago etc. La Figura 7A ilustra como dicho inyector puede instalarse en una sarta de tubería TS en un pozo vertical, antes del procedimiento de inyección de gas miscible de alta presión, que ha sido aniquilado previamente bombeando dentro del espacio anular de perforación de pozo A, un fluido de aniquilación designado compatible, tanto con la capa gasífera como con la formación de hidrocarburos líquidos LH. Se muestra el inyector líquido DOLI (que se aterriza en un orificio profundo, cuando está presente, sobre un conector de detención BF debajo de la formación de hidrocarburos líquidos, y una o más válvulas de cierre vertical de gas GLV dentro de los mandriles de bolsillos laterales. El fluido de aniquilación se retira de la sarta de tubería y la tubería al espacio anular A del revestimiento de limpieza el líquido a través de la tubería por medio del cable, operando a través de una válvula lubricadora en la boca de pozo WH. Debido a que el relleno de líquido de · aniquilación en el espacio anular de la perforación de pozo " A, la válvula SV de cierre operada del flotador, en el fondo del Sistema de Flotación Extendido EFS o la sola longitud del flotador (como se ve en las Figuras 3, 3?, 4 y 7) están en la posición abierta permitiendo que el fluido de aniquilación pase a través del Inyector de líquidos DOLI y dentro de la sarta de tubería TS . Limpiando a través de sarta de tubería, pasando las válvulas de cierre vertical de gas localizadas en los bolsillos laterales, arrastrarán el líquido de aniquilación desde la capa gasífera GC y el espacio anular A de la perforación de pozo de formación de hidrocarburos líquidos LH y la perforación de pozos de sondeo HB horizontal, hasta que el nivel de líquido LL en la perforación de pozo del revestimiento vertical CS se atraiga hacia abajo, hacia los puertos de entrada en el filtro tamiz de arena vertical VF del inyector líquido conforme la presión de la perforación de pozos se eleva, permitiendo que el gas de formación entra al sistema de flotación del inyector liquido, y dicho flotador se eleve y cierre la válvula doble operada del flotador SV. Una vez que se recupera el líquido total de aniquilación, se empuja el limpiatubos, y se inyecta gas miscible comprimido de alta presión desde el compresor C a través del regulador de presión y la válvula PR en la boca de pozo boca de pozo dentro del espacio anular A, en donde entrará toda la capa gasífera abierta GC y los pozos de sondeo y/o perforaciones de la formación de hidrocarburos líquidos LH. Cuando la perforación de pozo al procedimiento de inyección de gas miscible de formación de hidrocarburos líquidos LH alcanza lo que la ingeniería de yacimientos determina que es el máximo nivel de saturación de gas de la solución en el petróleo crudo que está puesto en su lugar, dentro de la formación de hidrocarburos líquidos LH, y la capa gasífera alcanza su óptimo nivel de presión de gas inyectado, el procedimiento de inyección terminará aquí, y el pozo se convierte en la configuración de producción y recuperación que se muestra en la Figura 7B. La Figura 7B ilustra un sistema de producción y recuperación de hidrocarburos líquidos en la perforación de pozos de la presente invención en una formación original de hidrocarburos líquidos de alta presión LH con petróleo crudo saturado con gas de solución original, o en donde el petróleo crudo ahora está saturado- con gas de solución después de la compresión de gas miscible de presión óptima y el procedimiento de inyección, como se muestra en la figura 7A-L En una formación original de hidrocarburos líquidos donde el petróleo crudo- saturado con gas de solución sustancial y/ o el material condensado está en sitio, el inyector de líquido DOLI como se aprecia en la figura 3, con un flotador de una sola longitud, o como se aprecia en la figura 4 con un flotador de longitud extendida, se puec4e utilizar en la figura 7B para recuperar los hidrocarburos líquidos saturados con gas de solución bajo la presión del espacio anular A de la perforación de pozo óptima mantenida de la presente invención, controlada desde la válvula reguladora de presión PR del espacio anular de revestimiento. La perforación de pozo se puede perforar y abrir originalmente o se puede reabrir especialmente con ambas perforaciones y pozos de sondeo horizontales como se aprecia en la Figura 7B. la producción y recuperación de hidrocarburos líquidos se puede obtener en ur.a formación original de hidrocarburos utilizando la presión de la perforación de pozo para inyectar hidrocarburos líquidos a través del flotador abierto del inyector líquido, como se aprecia en la Figura 3A. El alto diferencial de presión en algunos pozos es lo suficientemente elevado para inyectar eficientemente hidrocarburos líquidos a través del inyector todo el trayecto hacia la superficie, con alguna descomposición de gas de hidrocarburos líquidos en la tubería conforme los hidrocarburos líquidos pasan su nivel de presión de punto de burbujeo determinado. Cuando la formación de hidrocarburos líquidos LH a la sarta de tubería de producción TS cuyo diferencial de presión no es lo suficientemente elevado para inyectar eficientemente hidrocarburos líquidos completamente a la superficie, se puede utilizar un sistema de elevación artificial, tal como se aprecia en la Figura 7B utilizando una o más válvulas de cierre vertical de gas GLV y combinaciones opcionales de tubos venturi V . El gas de elevación se obtiene desde la capa gasífera de formación o se reinyecta desde el compresor de superficie C hacia abajo, hacia el espacio anular de la perforación de pozo A a través de la válvula reguladora de presión del revestimiento PR. Todavía en perforaciones de pozo con menor presión, se puede emplear una bomba de vás~ago o cualquier otro medio de bombeo. En todos los escenarios anteriores, la válvula reguladora de presión del revestimiento de la boca de pozo PR, mantiene la presión de la perforación de pozo que mantiene gas en solución en los hidrocarburos líquidos producidos, hasta que están fuera de la formación y dentro de la sarta de tubería de producción TS, en donde solamente el gas se separa de la solución. La aplicación de bombeo por medio de vástago es única, ya que el pozo puede ser bombeado 24 horas al .día a través de un filtro tamiz de inyector de líquido VF, Figura 3, 3A y 4, sin que entre gas libre a la cámara de entrada del tapón, de desplazamiento de la bomba de vástago, evitando así que el gas entre y cierre la bomba de vástago conforme el flotador del inyector líquido cuando el gas rellenado se eleva y cierra su válvula SV, evitando así la entrada gaseosa dentro de la tubería de producción. La temporización del golpe de la bomba se puede ajustar en la superficie a intervalos de producción de líquidos, solamente para optimizar la operación de elevación. Cuando el flotador del inyector 12, Figura 3, 3A y 4, se llena con hidrocarburos líquidos y se sumerge, la presión del fondo del agujero de fondo óptima impulsa los hidrocarburos líquidos fuera del flotador dentro de la cámara de entrada de la bomba, conforme el émbolo se mueve hacia arriba desde la válvula de pedestal de la bomba, rellenando el cilindro de la bomba con líquidos, evitando así la entrada de cualquier gas libre y mejorando así la eficiencia de la bomba. En la fase de producción y recuperación de la perforación de pozo de la presente invención, después de la compresión de gas hacia la tubería y al espacio anular A de la perforación de pozo del revestimiento con equipo de producción básico preinstalado, el escenario de inyección de gas se convierte a una producción de alta presión mantenida por el compresor de superficie C liberando presión de gas en la perforación de pozo, y la formación de hidrocarburos líquidos LH desde donde los hidrocarburos líquidos fluyen entonces hacia la perforación de pozo. El inyector líquido DOLI automáticamente se convierte a una producción y recuperación de petróleo crudo y/o material condensado saturado con gas de solución. El flujo continuo de hidrocarburos líquidos sumamente móviles y nuevamente presurizados original, continuarán como columnas de líquidos que fluyen, y que se elevan sobre una o más válvulas de cierre vertical de gas GLV y combinaciones de tubos de chorro venturi VJ con gas de elevación inyectado conforme se necesite, produciendo dichas columnas hacia la superficie. Este escenario también producirá sin elevación artificial si la formación tiene suficiente presión mantenida en la perforación de pozo para presionar hidrocarburos líquidos inyectados a través del inyector y todo el trayecto a la superficie. Por lo tanto, el sistema de producción y recuperación de perforación de pozo en la Figura 7B se puede aplicar en una alta presión óptima mantenida en dicho pozo, con hidrocarburos líquidos saturados con gas de solución originales, o después del procedimiento de inyección de gas miscible a la Figura 7A, que se analizó anteriormente. En ambas aplicaciones, la presión de la perforación de pozo en el espacio anular ? está controlada desde la válvula reguladora de presión PR del revestimiento de la boca de pozo WH.

Convirtiendo procedimientos de inyección de gas miscible a recuperación de hidrocarburos liquidos Las Figuras 8 y 9 muestran una modalidad que se presentó anteriormente de la presente invención, que ilustra una instalación de equipo de superficie bien equipada con rondo de la perforación, para la compresión de gas miscible de alta presión y el procedimiento de inyección dentro de la formación de hidrocarburos liquidos LH, y con una inyección opcional de gas miscible o no miscible de alta presión dentro de dicha capa gasífera de formación GC . Después de dicho procedimiento de inyección de gas dentro de la formación de hidrocarburos líquidos del pozo y que la capa gasífera se ha completado, el pozo se convierte en el procedimiento de recuperación y producción de hidrocarburos líquidos saturados con gas de solución de la presente invención, por medio de la remoción de cable de las válvulas aislantes (GLV) DV y la instalación de una o más válvulas de cierre vertical de gas (V) , y la instalación de una válvula de ventilación de gas operativa (GVA(V), (válvula de tipo de elevación de gas) en el ensamble de ventilación de gas GVA debajo del obturador P, y un cierre de línea cable de manguito deslizante SS en la sarta de tubería TS.

El objetivo del obturador P de ensamble de ventilación de gas que se ilustra en la Figura 8 es el que era operativo como se muestra en la Figura 9, se puede proveer una calda de presión óptima para la recuperación de petróleo crudo recientemente saturado con gas de solución. Por ejemplo, en donde se comprime el gas miscible a 5,500 psi inyectado dentro del petróleo crudo en sitio donde el gas de solución ha vuelto a entrar al petróleo crudo, dicho crudo se puede recuperar a una presión de flujo de recuperación óptima menor, sobre la presión de punto de burbujeo del crudo, tanto pronto y la presión de recuperación óptima no permita que el gas de solución se separe de la solución. La presión más baja óptima predeterminada permite un movimiento máximo de flujo de hidrocarburos líquidos fuera de la formación de hidrocarburos líquidos dentro del espacio anular A de la perforación de pozo directamente dentro del sistema de flotación extendido de una sola longitud del inyector EFS para que sea recuperado a través de la sarta de tubería TS hasta arriba de la superficie. El ensamble de ventilación de gas GVA debajo del obturador P está constituido de un mandril de válvula montado en el exterior en donde se instala una válvula de cierre vertical de gas operada por presión de revestimiento (en la terminología de Weatherford' s es operada por Presión de inyección) para liberar gas sobre su configuración de presión justo arriba del petróleo crudo de formación de hidrocarburos líquidos y/o presión de punto de burbujeo de material condensado. Las válvulas de cierre vertical de gas de la industria actual de alta presión del tipo operado de presión de inyección con una operación por fuelle cargado con nitrógeno, manejará presiones hasta 2,000 psi para 1 pulgada. Las válvulas OD con mandriles de bolsillos laterales hasta 4.25 pulgadas OD y hasta 4,000 a 5,000 psi para 1 ½ pulgadas. Los modelos OD para mandriles hasta 4.75 pulgadas OD en tuberías de 2 3/8 pulgada. Dichas clasificaciones de presión de válvula también dependen de la magnitud de los orificios, los diámetros más pequeños ofrecen clasificaciones de presión más altas. Para operar a presiones de punto de burbujeo más elevadas, el ensamble de ventilación de gas requeriría que una válvula DOMI se mantenga en su lugar para mantener la presión encerrada del hidrocarburo líquido igual a la presión de formación de hidrocarburos líquidos original o la presión después del procedimiento de inyección de gas miscible. Que se activaría con una válvula activa una vez que las válvulas de alta presión estén disponibles. La alternativa práctica para petróleos crudos sobre límites de válvulas es operar la perforación de pozo con un solo obturador sin un mandril de válvula de alivio de gas debajo de, y tal como se analizan las Figuras 1 y 2, con un manguito deslizante SS justo debajo del obturador P (como se muestra en la Figura 6A) para aliviar toda la alta presión de gas libre antes del procedimiento de recuperación de hidrocarburos líquidos. La Figura 8 ilustra un compresor de superficie C opcionalmente comprimiendo e inyectando gas miscible o no miscible a través del espacio anular ? de perforación de pozo de la capa gasífera superior dentro de la capa gasífera GC abierta perforada (con profundas perforaciones DP) y a través de una o más pozos de sondeo horizontales opcionales perforados HB. Dentro de dicha capa gasífera. Se muestra en la presente invención un sistema de inyección y compresión de ¦gas miscible principal preinstalado en un pozo para la inyección de gas de alta presión dentro de la formación de hidrocarburos líquidos LH. Se aprecia en la Figura 8 desde la boca de pozo WH del pozo a su fondo indicado por un tapón aislante BP, compresor C comprimiendo e inyectando gas natural o gas miscible a través de la válvula de tubería PB de producción de perforación de boca de pozo WH, dentro de la sarta de tubería . de inyección TS en donde el gas miscible de alta presión comprimido pasa a través de una o más válvulas de cierre vertical de gas, con una presión en mandriles sellada con válvulas de cierre vertical aislante GLV (DV) , y el ensamble de ventilación de gas GVA, sellado con su válvula de ventilación de gas aislante DV, en el manguito deslizante abierto SS, en donde dicho gas miscible comprimido es inyectado dentro de la formación abierta de hidrocarburos líquidos, mediante perforaciones o uno o más pozos de sondeo horizontales perforados HB tal como se muestra (también pozos de sondeo desviados o se puede utilizar un orificio abierto) . En el fondo de la sarta de tubería de inyección TS debajo, del manguito deslizante abierto SS se muestra el inyector de líquido mejorado DOLI, con su sistema de flotación EFS extendido o no extendido. El inyector mejorado ha sido precargado en la superficie antes de su instalación con solución salina (salmuera) con base de agua en su alojamiento exterior 10, como se aprecia en las Figuras 3, 4 y 7, para una máxima flotación operativa del flotador extendido máximo EFS durante las operaciones futuras del DOLI. Cuando los estudios de ingeniería de yacimientos realizados para el procedimiento de inyección de gas de la presente invención en una formación determinada de hidrocarburos líquidos LH y su capa gasífera GC determinan que el máximo nivel de saturación de gas de la solución ha sido alcanzado dentro del petróleo crudo objetivo en sitio determinado, en dicha capa gasífera y a su presión óptima respectivamente, el procedimiento de inyección de gas de la presente invención se ha completado. La conversión del procedimiento de inyección hacia el procedimiento de recuperación y producción de hidrocarburos líquidos, comienza con la operación del cable a través de la válvula lubricadora de superficie LV en la boca de pozo WH en donde dicha cable retira o remueve todos los conectores aislante GLV (DV). desde uno o más mandriles GLV de válvula de cierre vertical de gas, y también remueve el conector aislante (DV) desde el ensamble de ventilación de gas GVA. Las válvulas preestablecidas de elevación de gas operativo GLV (V) entonces están instalados por medio de un cable. Dichas válvulas de cierre vertical de gas operarán al diferencial de presión requerido para inyectar gas de elevación desde la capa gasífera superior GC desde el espacio anular A del perforación de pozo dentro de una producción de hidrocarburos líquidos fluyendo en la sarta de tubería TS, como se necesite. También, el ensamble de ventilación de gas operativo por medio de la instalación cable de un tipo de válvula de cierre vertical de gas en la válvula de presión alta preestablecida GVA. Entonces el pozo se hace entrar en producción de hidrocarburos líquidos saturados con gas de solución por medio de: 1) el compresor de superficie C reduciendo con presión de gas en la formación abierta de hidrocarburos líquidos' a su presión predeterminada, y 2) el cable cerrando el manguito deslizante SS. Con forme la presión reducida del perforación de pozo del espacio anular A de formación de hidrocarburos líquidos permite el retorno de flujo de hidrocarburos líquidos dentro de dicho espacio anular del perforación de pozo debajo del obturador P, y dentro del • inyector de líquido, entonces el pozo comienza su procedimiento de producción y recuperación. La Figura 9 ilustra un pozo produciendo y recuperando petróleo crudo saturado con gas de solución, y en cualquier material condensado acompañante (hidrocarburos líquidos) . El pozo ilustrado en la Figura 9 podría ser un petróleo crudo original y/o material condensado saturado con gas de solución, en la siguiente etapa, siguiendo la inyección de alta presión de gas como en la Figura 8. El escenario de producción en cualquier caso ilustra como los hidrocarburos líquidos fluyen fácilmente como líquidos desde la formación de hidrocarburos líquidos LH, en donde tienen un gradiente más pesado que la perforación de pozo óptima a la presión de gas de formación. El flujo de líquidos entrantes a través del perforación de pozo y directamente hacia abajo dentro del sistema de flotación extendido de inyección SF en donde la alta presión óptima en el espacio anular A del perforación de pozo debajo del obturador P inyecta dicho líquido dentro de la sarta de tubería de producción TS para que se produzca la superficie. El ensamble de ventilación de gas y el obturador permiten que la presión se reduzca en la perforación de pozo, espacio anular A, a una presión de recuperación óptima justo arriba de la presión de punto de burbujeo de hidrocarburos líquidos para un máximo flujo de hidrocarburos líquidos mientras se sigue manteniendo una presión que mantiene el gas en solución en la formación de hidrocarburos líquidos LH. Por lo tanto, se mantiene el gas de solución en los hidrocarburos líquidos entrantes hasta que pasa la válvula de cierre doble SV del inyector DOLI, en la Figura 3, 3A, 4 y 7, recuperando de esa manera hidrocarburos líquidos saturados con gas de solución completamente fuera de la formación de hidrocarburos líquidos sin una descomposición vital de gas de solución de dicha solución. Sobre el ensamble de ventilación de gas GVA y el obturador P, el gas de la capa gasífera GC se cierra o se produce dentro de los limites para mantener el impulso de presión de la capa gasífera de elevación óptima. El óptimo nivel de gas de alta presión, se mantiene por medio de la configuración óptima predeterminada del ensamble de ventilación de gas y del obturador debajo del cual el gas a mayor presión que el óptimo se repleta dentro de la tubería. Una vez que se recupera el petróleo crudo saturado con gas de solución y/o material condensado, desde la formación de hidrocarburos líquidos que se describe en la Figura 9, otros sitios de pozo de inyección se eligen opcionalmente en el yacimiento en campo general, y si es que todavía no está bajo dichas operaciones de recuperación, recuperando así cerca del total de hidrocarburos líquidos en sitio dentro del campo o de un área de campo seleccionada.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS MODALIDADES ALTERNATIVAS Las Figuras 10 y 10? como se ilustran son idénticas a las Figuras 8 y 9, respectivamente, excepto por la adición del obturador superior P2 y el manguito deslizante superior SS2. El obturador superior en ambas Figuras 10 y 10A se mantienen en su lugar para aislar la capa gasífera GC de formación de hidrocarburos líquidos elegida de una o más formaciones superiores abiertas. En esta modalidad alternativa, el manguito deslizante superior SS2 se utiliza para inyectar opcional y de manera separada gas miscible o no miscible a través de la sarta de tubería TS dentro de la capa gasífera GC conforme se necesite para la óptima elevación de presión de gas. Durante el procedimiento de inyección de capa gasífera separado, el manguito deslizante GC del fondo se puede cerrar si se necesita. Durante la inyección de gas miscible y durante el procedimiento de inyección de capa gasífera en la Figura 10, como en la Figura 8, las válvulas aislante están en su sitio en uno o más mandriles de válvula de cierre vertical de gas GLV (DV) y en el mandril de ensamble de ventilación de gas GVA(DV) debajo del obturador P. El gas miscible es comprimido por medio del compresor de superficie C hacia la sarta de tubería a través del manguito deslizante inferior abierto SS dentro de la formación de hidrocarburos líquidos LH. Cuando las saturación de gas de solución es alcanzada en la formación de hidrocarburos líquidos LH, opcionalmente el gas miscible o no miscible puede ser inyectado dentro de la capa gasífera GC por medio de una abertura de cable del manguito deslizante superior SS2 y cerrando un manguito deslizante inferior SS. Alternativamente, tanto · la formación LH de hidrocarburos líquidos como la capa gasífera GC pueden ser inyectados al mismo tiempo por medio del gas miscible de compresor C hacia la sarta de tubería TS a través de los manguitos deslizantes SS y SS2, abiertos. La Figura 10A, como la Figura 9, es un escenario de producción y recuperación de la presente invención en una formación original de hidrocarburos líquidos LH y la capa gasífera GC o después de inyección de miscible de alta presión dentro de la formación de hidrocarburos líquidos y/o ' inyección de gas miscible o no miscible dentro de la capa gasífera. La Figura 10A, como la Figura 9, produce y recupera hidrocarburos líquidos saturados con gas de solución a través del espacio anular A de perforación de pozo inferior a través del inyector de líquidos operado del flotador inyector DOLI con un solo sistema extendido de flotación EFS, según se necesite) ya sea la sarta de tubería TS a la superficie con ambos manguitos deslizantes superior e inferior cerrados, y con las válvulas aislante en el ensamble de ventilación de gas GAV debajo del obturador P y una o más válvulas de cierre vertical de gas donde hayan sido reemplazadas con válvulas operativas activas GVA y GLV(V), respectivamente.

Después que los hidrocarburos líquidos saturados de gas de solución totales han sido recuperados, el manguito deslizante superior SS2 puede ser abierto para producir a la sarta de tubería a la superficie o reciclar el gas de formación para re-inyección dentro de otra formación de petróleo elegida. Durante este procedimiento de recuperación de gas, las válvulas aislantes se aprecian como en la Figura 10 son reinstaladas en una o más válvulas de cierre vertical de gas GLV(DV) para preparar la sarta de tubería para recuperación de gas controlada. Los estudios de ingeniería de yacimientos de petróleo jugarán un papel muy importante en la aplicación adecuada de la presente invención en ciertos pozos o yacimientos y áreas de campo de hidrocarburos líquidos. Las descripciones anteriores de la presente invención son por lo tanto explicativas. Por lo tanto se debe entender que un sistema completo de inyección de gas miscible para yacimientos de hidrocarburos líquidos y sus formaciones y un sistema de inyección de gas miscible o no miscible para dichas capas gasíferas de los yacimientos y/o complejo de producción y recuperación de hidrocarburos líquidos y gaseosos ha sido descrito para varios tipos de formaciones y yacimientos de tapa de recuperación de hidrocarburos líquidos en todo el mundo. Se apreciarán a todos aquellos expertos en la técnica que se pueden realizar varios cambios en la magnitud, forma y materiales, asi como en los detalles de la construcción y sistemas ilustrados, las combinaciones de las características y métodos que se analizan en la presente invención, se podrán realizar sin apartarse de esta invención, que está definida por las reivindicaciones.

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito el presente invento, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como prioridad lo contenido en las siguientes:

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un sistema para incrementar la recuperación de hidrocarburo líquido a través de la inyección de gas miscible en una formación de hidrocarburo líquido del fondo de la perforación a través de una línea de tubería de inyección, que comprende: una perforación de pozo vertical abierto tanto en una capa gasífera y la formación de hidrocarburo líquido con un pozo de sondeo o pozos de sondeo u orificios abiertos y/o perforaciones horizontales, desviadas; dicha formación tiene petróleo crudo en sitio; la línea de tubería de inyección desde su conexión a un compresor de superficie, en dirección descendente a la perforación de pozo vertical para abrirse por la formación de hidrocarburo líquido abierta; un obturador colocado en la parte superior de la formación de hidrocarburo líquido del fondo de la perforación, para separar la capa gasífera de la formación de hidrocarburo líquido, y para sellar un espacio anular de pozo externo de la línea de tubería de inyección; un compresor de superficie para comprimir e inyectar gas natural miscible de presión óptima u otros gases miscibles a través de la línea de tubería de inyección debajo del obturador y fuera del extremo abierto de la tubería, directamente a dicho pozo de sondeo o pozos de sondeo abiertos, u orificios abiertos, y/o perforaciones de la formación de hidrocarburo líquido, comprimiendo dicho gas miscible en lo profundo de la formación de hidrocarburo líquido abierta, donde hace contacto e ingresa solución con el petróleo crudo en sitio para aumentar su presión y reducir su viscosidad, incrementando por lo tanto su movilidad y fuerza de expulsión para ser producido y recuperado bajo alta presión mantenida sobre su presión de punto de burbujeo; un puerto de descarga del espacio anular de la tubería de revestimiento de la boca de pozo de superficie con una válvula de control de presión de superficie y un indicador de presión para calcular la perforación de pozo óptima a la presión de capa gasífera abierta durante la inyección de gas y los procesos de recuperación de hidrocarburo líquido y gaseoso; y el obturador para mantener la formación de hidrocarburo líquido bajo presión sobre la presión de punto de burbujeo del hidrocarburo líquido, durante el proceso de inyección de gas miscible y durante el proceso de recuperación y producción de hidrocarburo líquido para una recuperación en sitio total.

2. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, que además comprende: el compresor de superficie para comprimir e inyectar gas miscible o no miscible desde la superficie a una presión óptima a través del espacio anular de perforación de pozo en la capa gasífera abierta, a través de dicho pozo de sondeo o pozos de sondeo, u orificios abiertos, y/o perforaciones, sobre el obturador y en comunicación con la formación de hidrocarburo liquido abierta subyacente, para incrementar la impulsión de presión de recuperación óptima de la capa gasífera, caracterizada porque la eficiencia de la inyección de gas miscible en el petróleo crudo de la formación de hidrocarburo líquido más baja se incrementa.

3. El sistema de , conformidad con la reivindicación 1, que además comprende: un tapón de detención ajustado antes de dicho proceso de inyección de gas en un nivel óptimo antes de la formación de hidrocarburo líquido, para aislar la formación de hidrocarburo liquido abierta tanto durante el proceso de inyección de gas como durante el proceso de recuperación y producción de hidrocarburo líquido.

4. Un método para aumentar la recuperación de petróleo crudo por inyección de gas miscible en una formación de hidrocarburo líquido del fondo de la perforación a través de una línea de tubería de inyección vertical, que comprende: proveer un espacio anular de perforación de pozo vertical con un pozo de sondeo o pozos de sondeo, u orificios abiertos, y/o perforaciones horizontales abiertas o desviadas, en comunicación directa con una capa gasífera y la formación de hidrocarburo líquido, dicha formación tiene petróleo crudo en sitio; colocar la línea de tubería de inyección desde su conexión en el compresor de superficie, en dirección descendente a la perforación de pozo vertical para ser abierto en su extremo por la formación de hidrocarburo líquido abierta; proveer un puerto de descarga del espacio anular de tubería de revestimiento de boca de pozo de superficie con una válvula de control de presión de superficie y un indicador de presión para controlar la perforación de pozo óptima para la presión de capa gasífera abierta durante la inyección de gas y procesos de recuperación de hidrocarburo líquido y gaseoso; colocar un obturador en la parte superior de la formación de hidrocarburo líquido, para separar la capa gasífera de la formación de hidrocarburo líquido, sellando por lo tanto el espacio anular de pozo externo desde la línea de tubería de inyección; proveer la compresa de superficie u otros gases miscibles a través de la línea de tubería de inyección fuera de la abertura de la tubería y directamente en dicho pozo de sondeo o pozos de sondeo, u orificios abiertos, y/o perforaciones, comprimiendo dicho gas miscible en lo profundo de la formación de hidrocarburo líquido para hacer contacto e ingresar la solución bajo compresión de presión óptima con el petróleo crudo en sitio; establecer presión aumentada y reducción de viscosidad por la inyección de gas miscible de dicho compresor, aumentando la fuerza de expulsión y movilidad de dicho petróleo crudo, a través de dicho gas miscible en la solución con el petróleo crudo para ser recuperado bajo un nivel de presión mantenido sobre la presión de punto de burbujeo del petróleo crudo; y mantener dicha formación de hidrocarburo líquido abierta debajo del obturador, con dicho obturador bajo presión sobre dicha presión de punto de burbujeo de petróleo crudo de la formación a través de dicho proceso de inyección de gas miscible y durante la totalidad del proceso de recuperación y producción de petróleo crudo para la recuperación total de petróleo crudo en sitio.

5. El método de conformidad con la reivindicación 4, que además comprende: inyectar gas miscible o no miscible de presión óptima con el compresor de superficie a través del espacio anular de perforación de pozo superior del pozo sobre el obturador en dicho pozo de sondeo o pozos de sondeo, u orificios abiertos, y/o capa gasífera perforada sobrepuesta a la formación de hidrocarburo líquido, y establecer una impulsión de presión de recuperación óptima de capa gasífera de formación total incrementada a través de la inyección del compresor de superficie, para aumentar la eficiencia de la inyección de gas miscible en el petróleo crudo de la formación de hidrocarburo liquido más baja.

6. El método de conformidad con la reivindicación '4, que además comprende: proveer un tapón de detención establecido antes de dicho proceso de inyección de gas en un nivel óptimo bajo la formación de hidrocarburo liquido, para aislar la formación de hidrocarburo liquido abierta tanto durante el proceso de inyección de gas como durante el proceso de recuperación y producción de hidrocarburo liquido.

7. Un sistema para aumentar la recuperación de petróleo crudo y liquido condensado por · inyección de gas miscible en una formación de hidrocarburo liquido a través de una perforación de pozo, que comprende: una perforación de pozo vertical abierta tanto en una capa gasífera como en una formación de hidrocarburo líquido con un ' pozo de sondeo o pozos de sondeo,, u orificios abiertos, y/o perforaciones horizontales abiertas o desviadas, dicha formación tiene petróleo crudo en sitio; un puerto de descarga del espacio anular de tubería de revestimiento de boca de pozo de superficie con una válvula de control de presión de superficie y un indicador de presión para controlar la perforación de pozo óptima para la presión de la capa gasífera abierta y la formación de hidrocarburo líquido abierta; un compresor de superficie para comprimir e inyectar gas miscible de presión óptima a través del espacio anular de perforación de pozo vertical directamente en dicho pozo de sondeo o pozos de sondeo abiertos, u orificios abiertos, y/o perforaciones, para comprimir dicho gas miscible en la capa gasífera abierta, para aumentar la impulsión de presión óptima de la capa gasífera, y en la formación de hidrocarburo líquido, para contactar e ingresar la solución con el petróleo crudo en sitio, para aumentar su presión y reducir de forma sustancial su viscosidad, capilaridad y adhesividad y aumentar por lo tanto su movilidad y fuerza de expulsión para ser producido y recuperado bajo un nivel de presión óptima mantenido sobre su presión de punto de burbujeo; y la válvula de control de presión de superficie e indicador de presión para mantener la capa gasífera abierta y la formación de hidrocarburo líquido, bajo presión óptima sobre el nivel de presión de punto de burbujeo del petróleo crudo a través de la .perforación de pozo de avance, durante dicho proceso de inyección de gas, y sobre el nivel de presión de punto de burbujeo del petróleo crudo o del líquido condensado durante el proceso de recuperación y producción del líquido condensado o del petróleo crudo.

8. El sistema de conformidad con la reivindicación 7, que además comprende: Una línea de tubería de producción desde la boca de pozo de la superficie y en dirección descendente a la perforación de pozo vertical o bajo la formación de hidrocarburo liquido, con un inyector liquido del fondo de la perforación en la parte inferior de dicha linea de tubería, para evitar que los gases pasen a través del inyector, dicho inyector para producir una formación de hidrocarburo liquido abierta y petróleo crudo de perforación de pozo y/o entrada de líquido condensado después del periodo de inyección de gas.

9. El sistema de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque dicho sistema para aumentar la recuperación de petróleo crudo o líquido condensado se convierte para producir y recuperar petróleo crudo saturado con solución de gas y cualquier líquido condensado acompañante después de completar dicho proceso de inyección de gas miscible, , y que comprende: el compresor de superficie para liberar presión en la perforación de pozo vertical para permitir petróleo crudo saturado con gas de solución de formación de hidrocarburo líquido y o entrada de líquido condensado en dicha perforación de pozo y en el inyector de líquidos; dicho inyector de líquidos para inyectar petróleo crudo o líquido condensado en la tubería de producción por la perforación de pozo al diferencial de presión de tubería, para la producción y recuperación eficiente de petróleo crudo y/o líquido condensado; y la válvula de control de presión de superficie e indicador de presión para mantener la capa gasífera abierta y la formación de hidrocarburo líquido abierta bajo presión óptima sobre la presión de punto de burbujeo del petróleo crudo o del líquido condensado, estableciendo por lo tanto el procedimiento de recuperación de petróleo crudo o líquido condensado de la formación de hidrocarburo líquido.

10. El sistema de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque el inyector de líquidos del fondo de la perforación está mejorado para una presión óptima en la producción y recuperación de petróleo crudo y/o líquido condensado, y que comprende: el inyector de líquidos mejorado que se provee para producir y recuperar hidrocarburos líquidos al colocarse en el fondo de la perforación dentro, o debajo, de una formación de hidrocarburo líquido abierta, en una perforación de pozo vertical para permitir la formación de líquidos a varias presiones de perforación de pozo, para fluir libremente desde la formación de hidrocarburo líquido abierta a dicho inyector para inyectarse con presión en la línea de tubería de producción, mientras que evita que los gases libres a varias presiones pasen a través del inyector y hacia la línea de tubería de producción; un alojamiento de inyector que tiene un cilindro flotador vertical responsivo a los líquidos abierto en la^ parte superior para permitir que los líquidos entren, y cerrado en la parte inferior de dicho cilindro para contener los líquidos, con una doble válvula de cierre, que tiene una válvula de puerto principal y una válvula de puerto piloto conectada por medio de la barra de sonda de trabajo de la válvula piloto a dicha parte inferior del flotador y que es movible dentro del alojamiento del inyector, sujeto a la flotabilidad creada por el líquido permanente que rodea a dicho flotador en el alojamiento del inyector; dicho elemento de válvula de cierre doble movible y responsivo al movimiento vertical hacia arriba y hacia abajo del flotador, abriendo un poco menos que la válvula de puerto principal, la válvula de puerto piloto, la cual abre la válvula de puerto principal que es más grande, por lo tanto abre y cierra la válvula de cierre doble mientras dicho flotador se llena o vacía de líquidos;, y una tubería de descarga de líquidos que va desde dicha válvula de cierre doble a través de dicho flotador, dicha tubería de descarga se acopla dentro de la cabeza del inyector en la conexión de la tubería de producción.

11. El sistema de conformidad con la reivindicación 10, que además comprende: el cilindro flotador vertical responsivo a los líquidos, caracterizado porque dicho flotador se extiende de forma sustancial a lo largo del cilindro para agregar peso de apertura del flotador con flotabilidad de cierre de flotador aumentada para abrir dicha válvula de cierre doble de dicho inyector en todos los diferenciales de presión de alta operación mantenidos variables entre dicha -perforación de pozo vertical y la tubería de producción para la producción y recuperación eficiente de petróleo crudo y/o líquido condensado en sitio.

12. El sistema de conformidad con la reivindicación 9, que además comprende: una o más válvulas de cierre vertical de gas colocadas en dirección ascendente con respecto al orificio en la línea de tubería de producción sobre dicho inyector, para inyectar de forma selectiva gases de espacio anular de perforación de pozo a través de la línea de tubería de producción, para elevar columnas de formación de líquidos entrantes a la superficie a través de dicha línea de tubería de producción.

13. El sistema de conformidad con la reivindicación 12, que además comprende: un tubo tipo venturi jet colocado directamente sobre una o más válvulas de cierre vertical de gas centradas dentro de la línea de tubería de producción para crear una acción de mezcla y barrido de líquido y gas más eficiente al formar un pistón gaseoso para ayudar a elevar la columna de petróleo crudo o líquido condensado fluyente a la siguiente válvula de elevación en dirección ascendente con respecto al orificio a la superficie.

14. El sistema de conformidad con la reivindicación 12, que además comprende: la válvula de control de presión de superficie y su indicador de presión para liberar tubería de revestimiento presión de espacio anular de perforación de pozo, mientras que mantiene una presión de espacio anular de perforación de pozo óptimo más baja para los líquidos de la formación entrante de elevación de gas en detrimento al flujo de gas de formación a través de la línea de tubería de producción, y para recuperar gas desde la capa gasífera, para la recuperación de gas después de que el petróleo crudo o líquido condensado saturado de gas de solución en sitio ha sido recuperada desde la formación de hidrocarburo líquido.

15. El sistema de conformidad con la reivindicación 8, que además comprende: un tapón de detención establecido antes del proceso de inyección de gas en un nivel óptimo debajo de la formación de hidrocarburo líquido para aislar el área de inyección de gas desde las formaciones más bajas, tanto durante el proceso de inyección de gas como durante el proceso de recuperación y producción de hidrocarburo líquido.

16. Un método para aumentar la recuperación de hidrocarburo líquido por inyección de gas miscible en una formación de hidrocarburo liquido de fondo de la perforación a través de una perforación de pozo, que comprende: proveer un espacio anular de perforación de pozo vertical con un pozo de sondeo o pozos de sondeo, u orificios abiertos, y/o perforaciones horizontales abiertas, o desviadas, en comunicación directa con una capa gasífera y la formación de hidrocarburo líquido, dicha formación tiene petróleo crudo en sitio; proveer un puerto de descarga del espacio anular de tubería de revestimiento de boca de pozo de superficie con una válvula de control de presión y un indicador de presión para controlar la perforación de pozo óptimo para abrir la capa gasífera y · abrir la presión de formación de hidrocarburo líquido; inyectar gas natural miscible de presión óptima y/o gases miscibles desde un compresor de superficie en dirección descendente al espacio anular de perforación de pozo vertical directamente en dicho pozo de sondeo o pozos de sondeo abiertos, u orificios abiertos, y/o perforaciones que comprimen dicho gas miscible en la capa gasífera, aumentando la impulsión de presión óptima de la capa gasífera, y comprimiendo dicho gas miscible en lo profundo de la formación de hidrocarburo líquido para contactar e ingresar solución bajo presión con el petróleo crudo en sitio; establecer presión aumentada, saturación de gas de solución de petróleo crudo y reducción de viscosidad, por dicha inyección de gas del compresor, incrementando por lo tanto la fuerza de expulsión y la movilidad del petróleo crudo, a través del gas miscible de presión óptima que va a la solución con el petróleo crudo, para ser producido y recuperado bajo una presión óptima mantenida sobre el nivel de presión de punto de burbujeo del petróleo crudo; y mantener la capa gasífera abierta y la formación de hidrocarburo líquido abierta bajo presión óptima sobre la presión de punto de burbujeo del hidrocarburo líquido con dicha válvula de control de presión de superficie y dicho indicador de presión de avance a través del proceso de inyección de gas y durante todo el procesó de recuperación y producción de hidrocarburo liquido.

17. El sistema de conformidad con la reivindicación 16, que además comprende: proveer una línea de tubería de producción desde la boca de pozo de superficie en dirección descendente a la perforación de pozo vertical por o debajo de la formación de hidrocarburo líquido abierta, con un inyector de líquidos en la parte inferior de dicha línea de tubería de producción, para evitar que los gases pasen a través del inyector, dicho inyector para producir la entrada líquidos de formación después del periodo de inyección de gas.

18. El sistema de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque dicho método para aumentar la recuperación de hidrocarburo líquido se convierte para producir y recuperar hidrocarburos líquidos saturados de gas de solución después de completar dicho proceso de inyección de gas miscible, y que comprende: proveer el compresor de superficie para liberar dicha presión de inyección de gas miscible en el espacio anular de perforación de pozo vertical para permitir una entrada máxima de hidrocarburo líquido de formación de hidrocarburo líquido en dicha perforación de pozo y en dicho inyector; proveer dicho inyector de líquidos para inyectar hidrocarburos líquidos en la tubería de producción por la perforación de pozo al diferencial de presión de la tubería, para la producción y recuperación eficiente de hidrocarburos líquidos saturados de gas de solución; y proveer la válvula de control de presión de superficie y el indicador de presión para mantener la capa gasífera abierta y la formación de hidrocarburo líquido abierta bajo presión de recuperación de hidrocarburo líquido óptima sobre la presión de punto de burbujeo de hidrocarburo líquido, estableciendo por lo tanto el periodo de recuperación de hidrocarburo líquido.

19. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque el inyector de líquidos está mejorado para una producción y recuperación de alta presión óptima de hidrocarburos líquidos, y que comprende: proveer dicho inyector de líquidos para producir y recuperar hidrocarburos líquidos, dicho inyector se coloca al fondo de la perforación dentro o debajo de la formación de hidrocarburo líquido abierta, en la perforación de pozo vertical para permitir que la formación de líquidos se inyecte a presión desde dicha perforación de pozo a través de dicho inyector y en la línea de tubería de producción, mientras que evita que los gases libres pase a través del inyector en la línea de tubería de producción; proveer un alojamiento de inyector, dicho alojamiento tiene un cilindro flotador vertical responsivo a los líquidos abierto en la parte superior para permitir que los líquidos entren, y cerrado en la parte inferior de dicho cilindro para contener los líquidos, con una doble válvula de cierre, que tiene una válvula de puerto principal y una válvula de puerto piloto conectada por medio de la barra de sonda de trabajo de la válvula piloto a dicha parte inferior del flotador y que es movible dentro del alojamiento del inyector, sujeto a la flotabilidad creada por el líquido permanente que rodea a dicho flotador en el alojamiento del inyector; colocar dicho elemento de válvula de cierre doble movible y responsivo al movimiento vertical hacia arriba y hacia abajo del flotador, abriendo un poco menos que la válvula de puerto principal, la válvula de puerto piloto, la cual abre la válvula de puerto principal que es más grande, por lo tanto abre y cierra la válvula de cierre doble mientras dicho flotador se llena o vacia de l quidos; y proveer una tubería de descarga de líquidos que va desde dicha válvula de cierre doble a través de dicho flotador, dicha tubería de descarga se acopla dentro de la cabeza del inyector en la conexión de la tubería de producción.

20. El método de conformidad con la reivindicación 19, que además comprende: alargar el flotador vertical responsivo a los líquidos caracterizado porque dicho flotador se extiende de forma sustancial a lo largo del cilindro para agregar peso de apertura del flotador con flotabilidad de cierre de flotador aumentada para abrir y cerrar dicha válvula de cierre doble en todos los diferenciales de presión de recuperación de hidrocarburo líquido de alta operación mantenido variable entre espacio anular de perforación de pozo y la línea de tubería de producción.

21. El método de conformidad con la reivindicación 18, que además comprende: proveer una o más válvulas de cierre vertical de gas colocadas de forma óptima en dirección ascendente con respecto al orificio en la línea de tubería de producción sobre dicho inyector, para inyectar de forma selectiva gases de espacio anular de perforación de pozo a una presión de fluido de tubería predeterminada a través de la línea de tubería de producción para elevar columnas de líquidos entrantes a la superficie a través de la línea de tubería de producción .

22. El método de conformidad con la reivindicación 21, que además comprende: proveer un tubo tipo venturi jet colocado directamente sobre una o más válvulas de cierre vertical de gas centradas dentro de la línea de tubería de producción para crear una acción de mezcla y barrido de líquido y gas más eficiente al formar un pistón gaseoso para ayudar a elevar la columna de petróleo crudo o líquido condensado a la superficie.

23. El método de · conformidad con la reivindicación 20, que además comprende: proveer la válvula de control de presión de superficie e indicador de presión para liberar presión de espacio anular de perforación de pozo, mientras que se mantiene una presión de espacio anular de perforación de pozo óptima más baja para elevar por gas la formación de líquidos entrantes en detrimento a la recuperación de flujo de gas a través de la línea de tubería de producción, y para recuperar gas desde la capa gasífera abierta, para la recuperación de gas después de que la mayoría de hidrocarburos líquidos han sido recuperados desde la formación de hidrocarburo líquido .

24. El método de conformidad con la reivindicación 16, que además comprende: establecer un tapón de detención antes de la instalación del sistema en un nivel óptimo debajo de la formación de hidrocarburo liquido seleccionada para aislar el área de inyección de gas tanto durante la inyección de gas como durante los procesos de recuperación y producción de hidrocarburo liquido.

25. Un sistema para aumentar la recuperación de hidrocarburo liquido por inyección de gas miscible en una formación de hidrocarburo liquido del fondo de la perforación a través de una linea de tubería de inyección vertical, que comprende: una perforación de pozo vertical abierto tanto en la capa gasífera como en la formación de hidrocarburo líquido con un pozo de sondeo o pozos de sondeo abiertos, u orificios abiertos, y/o perforaciones horizontales abiertas, o desviadas, dicha formación tiene petróleo crudo en sitio; la linea de tubería de inyección vertical desde su conexión en el compresor de superficie en dirección descendente a la perforación de pozo vertical con un manguito desplazable abierto controlado por cable en una tubería auxiliar, para ser abierto por la formación de hidrocarburo líquido abierta seleccionada; un obturador colocado de forma selectiva en la parte superior de la formación de hidrocarburo líquido del fondo de la perforación para sellar un pozo espacio anular externo desde la linea de tubería de inyección; un puerto de descarga del espacio anular de tubería de revestimiento de boca de pozo de superficie con una válvula de control de presión de superficie y un indicador de presión para controlar la perforación de pozo óptima a la presión de capa gasífera durante y después del procedimiento de inyección de gas sobre dicho obturador; un inyector de líquidos en la parte inferior de la línea de tubería de inyección, para evitar que los gases pasen a través del inyector, dicho inyector para producir líquido que solamente entra después del periodo de inyección de gas; un compresor de superficie para comprimir e inyectar gas natural miscible de alta presión óptima y otros gases miscibles a través de la línea de tubería de inyección vertical fuera del manguito desplazable abierto de la tubería vertical, directamente en dicho pozo de sondeo o pozos de sondeo abiertos, u orificios, abiertos, y/o perforaciones, para comprimir dicho gas miscible en lo profundo de la formación de hidrocarburo líquido abierta para hacer contacto e ingresar solución con el petróleo crudo en sitio para aumentar su presión y reducir su viscosidad, lo que aumenta por lo tanto su movilidad y fuerza de expulsión para ser producido y recuperado bajo alta presión mantenida sobre el nivel dé presión de punto de burbujeo del petróleo crudo; y el obturador para mantener dicha perforación de pozo vertical para la formación de hidrocarburo líquido bajo presión sobre el nivel de presión de punto de burbujeo del hidrocarburo líquido de dicha formación de avance a través de dicho proceso de inyección de gas miscible, y durante el proceso de recuperación y producción de hidrocarburo líquido .

26. El sistema de conformidad con la reivindicación 25, que además comprende: el compresor de superficie para inyectar gas miscible o no miscible desde la superficie a una presión óptima a través del espacio anular de perforación de pozo en la capa gasífera abierta a través de dicho pozo de sondeo o pozos de sondeo, u orificios abiertos, y/o perforaciones, sobre dicho obturador y en comunicación con la formación de hidrocarburo líquido abierta subyacente para aumentar la impulsión de presión óptimo de la capa gasífera, en donde la eficiencia de la inyección de gas miscible en el petróleo crudo de la formación de hidrocarburo líquido más baja se aumenta tal como se necesita.

27. El sistema de conformidad con la reivindicación 26, que además comprende: un ensamble de mandril de válvula de ventilación de liberación de presión de gas, dicho mandril de válvula de ventilación de gas abierto al espacio anular de perforación de pozo de tubería de revestimiento debajo del obturador con un puerto de salida en la linea de tubería j directamente debajo del obturador, dicho mandril tiene un tapón aislante recuperable por cable, dicho tapón aislante sella el mandril de válvula de ventilación de gas, y dicho obturador sella la tubería al espacio . anular de perforación de pozo de tubería de revestimiento durante los procesos de inyección de gas miscible de presión óptima y de recuperación de hidrocarburo líguido .

28. El sistema de conformidad con la reivindicación 27, que además comprende: uno o más mandriles de válvula de cierre vertical de gas de tapón aislante colocados de forma óptima en dirección ascendente con respecto al orificio en la línea de tubería de inyección, dichos mandriles tienen tapones aislantes recuperables por cable para sellar la línea de tubería para el periodo de inyección de gas.

29. El sistema de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque dicho sistema para aumentar la recuperación de hidrocarburo líquido se convierte en un sistema de producción y recuperación de hidrocarburo líquido después de dichos procedimientos de inyección de gas en la formación de hidrocarburo líquido y la capa gasífera han sido completados inicialmente, y que además comprende: el compresor de superficie para liberar presión en la línea de tubería de inyección, y el cable para cerrar el manguito desplazable abierto en dicha línea de tubería, permitiendo por lo tanto que entren hidrocarburos líquidos saturados de solución de gas en la perforación de pozo vertical y en el inyector; la línea de tubería de inyección que se provee para una línea de tubería de producción mientras dichos hidrocarburos líquidos se inyectan por una perforación de pozo a un diferencial de presión de tubería a través de dicho inyector y hacia la superficie en dicha línea de tubería; y el obturador para mantener la perforación de pozo para la presión de formación de hidrocarburo líquido sobre dicho nivel de presión de punto de burbujeo del hidrocarburo líquido de dicha formación, por medio de la cual inicia el periodo de recuperación y producción de hidrocarburos líquidos fluyentes saturados de gas de solución.

30. El sistema de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque dicho sistema de producción y recuperación de hidrocarburo líquido es impulsado por la reducción máxima de presión de perforación de pozo óptima, que además comprende: el cable para abrir el manguito desplazable cerrado; el obturador con el ensamble de mandril de válvula de ventilación de liberación de presión debajo del mismo, hecho operacional por el retiro de el cable del tapón aislante desde su mandril e instalar una válvula de liberación de presión en dicho mandril para liberar presión de gas en una presión de recuperación óptima predeterminada desde el espacio anular de perforación de pozo debajo de dicho obturador en la linea de tubería, mientras que el compresor de superficie mantiene igual presión a través del manguito desplazable abierto entre la linea de tubería y espacio anular de perforación de pozo de hidrocarburo liquido durante dicha instalación y retiro de el cable; el cable para cerrar el manguito desplazable cerrado; el compresor de superficie para liberar presión en la línea de tubería de producción, permitiendo por lo tanto que entren hidrocarburos líquidos saturados de gas de solución en la perforación de pozo y en el inyector; y la línea de tubería de producción que se provee para la producción y recuperación de hidrocarburos líquidos, y el ensamble de válvula de ventilación de gas para mantener la reducción máxima de presión de recuperación óptima de perforación de pozo de formación de hidrocarburo líquido sobre la presión de punto de burbujeo del hidrocarburo líquido, por medio del cual se inicia el periodo de producción y recuperación óptima de hidrocarburos líquidos fluyentes saturados de gas de solución para la recuperación de hidrocarburos líquidos en sitio.

31. El sistema de conformidad con la reivindicación 30, caracterizado porque dicho sistema de producción y recuperación de hidrocarburo líquido es impulsado por elevación de gas, y comprende: el compresor de superficie como medio para mantener una presión igual entre la línea de tubería de producción y la capa gasífera abierta, durante una recuperación por cable de uno o más tapones aislantes desde sus mandriles de válvula de cierre vertical de gas en dicha línea de tubería; una o más válvulas de cierre vertical de gas que se proveen para elevar columnas de entrada de hidrocarburo líquido de formación de hidrocarburo líquido, por el cable, instalando dichas válvulas de cierre vertical de gas en dichos mandriles en la línea de tubería de producción sobre el obturador, mientras que el compresor de superficie mantiene igual presión en la línea de tubería y en la capa gasífera de espacio anular perforación de pozo durante dicha instalación de cable; el compresor de superficie para " liberar presión en la línea de tubería de producción, permitiendo por lo tanto que los hidrocarburos líquidos saturados de gas de solución entren en la perforación de pozo debajo del obturador y en el inyector; el obturador ' con el ensamble de válvula de ventilación de gas para mantener la reducción máxima de presión de perforación de pozo de formación de hidrocarburo líquido óptima sobre la presión de punto de burbujeo del hidrocarburo · líquido y la línea de tubería de producción que se provee para hidrocarburos líquidos de elevación de gas, por medio de la cual se reinicia el periodo de recuperación y producción de hidrocarburos líquidos fluyentes saturados de gas de solución.

32. El sistema de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque el inyector de líquidos está mejorado para producción y recuperación de presión de gas de perforación de pozo óptima de hidrocarburos líquidos, y comprende: dicho inyector de líquidos que se provee para producir y recuperar hidrocarburos líquidos, al colocarse al fondo de la perforación dentro o debajo de la formación de hidrocarburo líquido abierta en la perforación de pozo vertical, para permitir que los líquidos de formación se inyecten a presión desde dicha perforación de pozo a través de dicho inyector, mientras que evita que los gases libres pasen a través del inyector en la línea de tubería de producción; un alojamiento de inyector que tiene un cilindro flotador vertical responsivo a los líquidos abierto en la parte superior para permitir que los líquidos entren, y cerrado en la parte inferior de dicho cilindro para, contener los líquidos, con una doble válvula de cierre, que tiene una válvula de puerto principal y una válvula de puerto piloto conectada por medio de la barra de sonda de trabajo de la válvula piloto a dicha parte inferior del flotador y que es movible dentro del alojamiento del inyector, sujeto a la flotabilidad creada por el liquido permanente que rodea a dicho flotador en el alojamiento del inyector; dicho elemento de válvula de cierre doble movible , y responsivo al movimiento vertical hacia arriba y hacia abajo del flotador, abriendo un poco menos que la válvula de puerto principal, la válvula de puerto piloto, la cual abre la válvula de puerto principal que es más grande, por lo tanto abre y cierra la válvula de cierre doble mientras dicho flotador se llena o vacia de líquidos; y una tubería de descarga de líquidos que va desde dicha válvula de cierre doble a través de dicho flotador, dicha tubería de descarga se acopla dentro de la cabeza del inyector en la conexión de la tubería de producción.

33. El sistema de conformidad con la reivindicación 32, que además comprende: el flotador vertical responsivo a los líquidos caracterizado porque dicho flotador se extiende de forma sustancial a lo largo del- cilindro para agregar peso de apertura del flotador con flotabilidad de cierre de flotador aumentada para abrir y cerrar dichas válvula piloto y válvula principal de la válvula de cierre doble en todos los diferenciales de presión de recuperación de hidrocarburo líquido de alta operación mantenido variable entre dicha perforación de pozo vertical y la línea de tubería de producción, para la recuperación eficiente de hidrocarburos líquidos en sitio.

34. El sistema de conformidad con la reivindicación 25, caracterizado porque dicha perforación de pozo vertical tiene múltiples formaciones de hidrocarburo liquido abiertas en dicha perforación de pozo vertical sobre dicha capa gasífera abierta, y que comprende: un segundo obturador colocado de forma selectiva en la parte superior de dicha capa gasífera abierta sobre dicha formación de hidrocarburo líquido abierta para sellar espacio anular de perforación de pozo radialmente externo de la línea de tubería de producción en la perforación de pozo de múltiples formaciones de hidrocarburo líquido abiertas, para aislar dicha capa gasífera durante dicho proceso de inyección de gas miscible y dichos periodos de recuperación de hidrocarburos líquidos desde las formaciones abiertas de perforación de pozo superiores; un segundo manguito desplazable controlado por cable que se provee para abrir e inyectar de forma opcional gas miscible o no miscible en la capa gasífera desde el compresor de superficie; y el compresor de superficie parea comprimir e inyectar gas miscible o no miscible a una presión óptima a través de la línea de tubería de inyección fuera del manguito desplazable abierto en la capa gasífera abierta a través de dicho pozo de sondeo o pozos de sondeo, u orificios abiertos, y/o perforaciones, debajo del segundo obturador, para aumentar la impulsión de presión óptimo de la capa gasífera, por medio de I la cual la se mejora la eficiencia de la inyección de gas miscible en la recuperación de hidrocarburo líquido y petróleo crudo de la formación de hidrocarburo líquido más baja, según sea necesario.

35. El sistema de conformidad con la reivindicación 34, caracterizado porque dicho sistema para aumentar la recuperación de hidrocarburo líquido se convierte en un sistema de recuperación y producción de hidrocarburo líquido después que dichos procedimientos de inyección de gas en la formación de hidrocarburo líquido se . completan inicialmente, y que además comprende: el compresor de superficie para liberar presión en la línea de tubería de inyección, y el cable para cerrar el primer manguito desplazable abierto por la formación de hidrocarburo líquido y el segundo manguito desplazable abierto opcionalmente por la capa gasífera en dicha línea de tubería, permitiendo por lo tanto que los hidrocarburos líquidos saturados de gas de solución entren en la perforación de pozo vertical y en el inyector líquido; la línea de tubería de inyección se provee para una línea de tubería de producción mientras se inyectan los hidrocarburos líquidos por la perforación de pozo al diferencial de presión de la tubería a través de dicho inyector hacia la superficie en dicha línea de tubería; y el primer obturador para mantener la perforación de pozo para la presión de la formación de hidrocarburo líquido sobre el nivel de presión de punto de burbujeo del hidrocarburo líquido de dicha formación, y el segundo obturador para mantener impulsión de presión de capa gasífera óptimo, por medio del cual se inicia el periodo de recuperación y producción de los hidrocarburos líquidos fluyentes saturados de gas de solución er. una perforación de pozo de múltiples formaciones.

36. El sistema de conformidad con la reivindicación 35, que además comprende: el segundo manguito desplazable por la capa gasífera para abrir por cable para hacer fluir el gas de formación en sitio total en dirección ascendente a la línea de tubería y en el compresor de superficie para ser recuperado, después de que los hidrocarburos líquidos en sitio se recuperan desde la formación de hidrocarburo líquido más baja, por medio de la cual el gas de formación y de capa gasífera en sitio se recupera para la superficie para la reinyección o venta.

37. El sistema de conformidad con la reivindicación 30, caracterizado porque dicha perforación de pozo vertical tiene múltiples formaciones de hidrocarburo líquido abiertas sobre dicha capa gasífera abierta, y que comprende: un segundo obturador colocado de forma selectiva en la parte superior de dicha capa gasífera abierta sobre dicha formación de hidrocarburo líguido abierta para sellar espacio anular de perforación de pozo radialmente externo de la línea de tubería de producción en la perforación de pozo de múltiples formaciones de hidrocarburo abiertas, para aislar dicha capa gasífera durante dicho proceso- de inyección de gas miscible desde las formaciones abiertas de perforación de pozo superior; un segundo manguito desplazable controlado por cable que se provee para abrir e inyectar de forma opcional gas miscible o no miscible en la capa gasífera desde el compresor de superficie; y el compresor de superficie para comprimir e inyectar gas miscible o no miscible a presión óptima a través de la línea de tubería de inyección fuera del manguito desplazable abierto en la capa gasífera abierta a través de dicho pozo de sondeo o pozos de sondeo, u orificios abiertos, y/o perforaciones, debajo del segundo obturador, para aumentar la impulsión de presión óptima de capa gasífera, por medio del .cual se mejora la eficiencia de la inyección de gas miscible en el petróleo crudo de dicha formación de hidrocarburo líquido más baja y de dicha recuperación de hidrocarburo líquido de dicha formación, tal como sea necesario.

38. El sistema de conformidad con la reivindicación 37, caracterizado porque dicho sistema para aumentar la recuperación de hidrocarburo liquido se convierte en un sistema de producción y recuperación de hidrocarburo liquido después que dichos procedimientos de inyección de gas en la formación de hidrocarburo liquido y la capa gasífera se completan de forma inicial, y que además comprende: el compresor de superficie para liberar presión en la línea de tubería de inyección, y el cable para cerrar el segundo manguito desplazable abierto de forma opcional por la capa gasífera en dicha línea de tubería, permitiendo por lo tanto que los hidrocarburos líquidos saturados de gas de solución entren en la perforación de pozo vertical y en el inyector de líquidos; la línea de tubería de inyección que se provee para una línea de tubería de producción mientras se inyectan dichos hidrocarburos líquidos por la perforación de pozo al diferencial de presión de la tubería a través de dicho inyector y hacia la superficie en dicha línea de tubería; y el primer obturador y el ensamble de ventilación de gas para mantener perforación de pozo óptimo para la reducción máxima de presión de la formación de hidrocarburo líquido sobre dicho nivel de presión de punto de burbujeo del hidrocarburo líquido de dicha formación, y el segundo obturador para mantener la impulsión de presión de capa gasífera óptimo.

39. El sistema de conformidad con la reivindicación 32, caracterizado porque dicha perforación de pozo vertical tiene múltiples formación de hidrocarburo abiertas en dicha perforación de pozo vertical sobre dicha capa gasífera abierta, y que comprende: un segundo obturador colocado de forma selectiva en la parte superior de dicha capa gasífera abierta sobre dicha formación de hidrocarburo líquido para sellar espacio anular de perforación de pozo radialmente externo de la línea de tubería de producción en la perforación de pozo de múltiples formaciones de hidrocarburo abiertas, para aislar dicha capa gasífera durante dicho proceso de inyección de gas miscible desde las formaciones abiertas de perforación de pozo superior; un segundo manguito desplazable controlado por cable que se provee para abrir e inyectar de forma opcional gas miscible o no miscible en la capa gasífera desde el compresor de superficie; y el compresor de superficie para comprimir e inyectar gas miscible o no miscible a una presión óptima a través de la línea de tubería de inyección fuera del manguito desplazable abierto de la capa gasífera abierta a través de dicho pozo de sondeo o pozos de sondeo, u orificios abiertos, y/o perforaciones, debajo del segundo obturador, para aumentar la impulsión de presión óptima, por medio del cual se aumenta la eficiencia de la inyección de gas miscible en el petróleo crudo de la formación de hidrocarburo líquido más baja y dicha recuperación de hidrocarburo liquido de dicha formación, según í sea necesario.

40. El sistema de conformidad con la reivindicación 38, caracterizado porque dicho sistema para aumentar la recuperación de hidrocarburo liquido se convierte en un sistema de producción y recuperación de hidrocarburo liquido después que se completan de forma inicial dichos procedimientos de inyección de gas en la formación de hidrocarburo liquido y la capa gasífera, y que además comprende: el compresor de superficie para liberar presión en la línea de tubería de inyección, y el .cable para cerrar el segundo manguito desplazable abierto opcionalmente por la capa gasífera, permitiendo por lo tanto que entren los hidrocarburos líquidos saturados de gas de solución en la perforación de pozo vertical y en el inyector de líquidos; la línea de tubería de inyección que se provee a una línea de tubería de producción mientras dicho hidrocarburos líquidos se inyectan por la perforación de pozo al diferencial de presión de la tubería a través de dicho inyector y hacia la superficie en dicha línea de tubería; y el primer obturador y el ensamble de ventilación de gas para mantener la perforación de pozo óptima para presión de formación de hidrocarburo líquido sobre el nivel de presión de punto de burbujeo del hidrocarburo líquido de dicha formación, y el segundo obturador para mantener impulsión de presión óptima de la capa gasífera, por medio del cual se inicia el periodo de producción y recuperación de hidrocarburos líquidos fluyentes saturados de gas de solución en una perforación de pozo de múltiples formaciones.

41. El sistema de conformidad con la reivindicación 31, que además comprende: un tubo tipo venturi jet que se provee directamente sobre una o más válvulas de cierre vertical de gas que se centran dentro de la línea de tubería de producción para crear una acción de mezcla y barrido de líquido de gas más eficiente al formar un pistón gaseoso para ayudar a elevar la columna de hidrocarburo líquido que fluye en la superficie.

42. El sistema de conformidad con la reivindicación 40, que además comprende: el segundo manguito desplazable por la capa gasífera para abrir el cable para hacer fluir el gas de formación en sitio total hacia arriba en dirección ascendente a la línea de tubería y en el compresor de superficie para ser recuperado, después que se han recuperado los hidrocarburos líquidos desde la formación de hidrocarburo líquido más baja, por medio de la cual se recupera el gas de formación y capa gasífera en sitio total a la superficie para re-inyección o venta.

43. El sistema de conformidad con la reivindicación 25, que además comprende: un tapón de detención establecido antes del proceso de inyección de gas en un nivel óptimo debajo de la formación de hidrocarburo liquido para aislar el área de recuperación y producción de hidrocarburo liquido e inyección de gas.

44. Un método para mejor-ar la recuperación de hidrocarburo liquido por inyección de gas miscible en una formación de hidrocarburo liquido del fondo de la perforación a través de una línea de tubería de inyección, que comprende: proveer una espacio anular de perforación de pozo vertical con un pozo de sondeo o pozos de sondeo, u orificios abiertos, y/o perforaciones abiertas horizontales o desviadas, en comunicación directa con la formación de hidrocarburo líquido y su capa gasífera, dicha formación de hidrocarburo líquido tiene petróleo crudo en sitio; colocar la línea de tubería, de inyección desde su conexión en el compresor de superficie en dirección descendente a la perforación de pozo vertical con un manguito desplazable abierto en una tubería auxiliar, de forma tal que el manguito desplazable se abre por la formación de hidrocarburo líquido abierta; colocar de forma óptima un obturador sobre la formación de hidrocarburo líquido seleccionada para sellar espacio anular de perforación de pozo de avance desde la línea de tubería de inyección; proveer un inyector de líquidos del fondo de la perforación, para evitar que los gases pasen a través del inyector, dicho inyector para producir únicamente flujo después del periodo de inyección de gas miscible; hacer fluir el gas natural fuera de la capa gasífera de la formación de hidrocarburo líquido a través del espacio anular de perforación de pozo de capa gasífera sobre el obturador superior directamente en el compresor de superficie; proveer el compresor de superficie para comprimir e inyectar gas de presión óptima desde dicha capa gasífera en la línea de tubería de inyección pasando el obturador establecido de forma óptima para comprimir dicho gas fuera del manguito desplazable abierto directamente en dicha formación de hidrocarburo líquido de pozo de sondeo o pozos de sondeo abiertos, u orificios abiertos, y/o perforaciones; establecer presión aumentada, y viscosidad de petróleo crudo, reducción de capilaridad y adhesividad, aumentando la fuerza de expulsión y movilidad del petróleo crudo de la formación de hidrocarburo líquido a través de dicho proceso de inyección y compresión de presión óptima de dicho compresor de dicho gas miscible de la capa gasífera del hidrocarburo líquido que va en solución con su propio petróleo crudo compatible de la formación; y mantener presión de gas de perforación de pozo sobre la presión de punto de burbujeo del hidrocarburo liquido en la formación de hidrocarburo liquido seleccionada con dicho obturador a través de dicho proceso de inyección de gas natural y durante el proceso de recuperación y producción de hidrocarburo liquido en sitio.

45. El método de conformidad con la reivindicación 44, que además comprende: proveer un mandril de ventilación de gas de liberación de presión debajo del obturador, dicho mandril de válvula de ventilación de gas abierto para la tuberia para el espacio anular de perforación de pozo de tuberia de revestimiento debajo del obturador, con un puerto de salida abierto para la linea de tuberia directamente debajo del obturador, dicho mandril tiene un tapón aislante recuperable por cable, dicho tapón aislante sella el mandril de válvula de ventilación de gas, y dicho obturador sella la tuberia para la espacio anular de perforación de pozo de tubería de revestimiento.

46. El método de conformidad con la reivindicación 44, que además comprende: colocar de forma óptima uno o más mandriles de válvula de cierre vertical de gas de tapón aislante en dirección ascendente con respecto al orificio en la línea de tubería de inyección, dichos mandriles tienen tapones aislantes recuperables por cables para sellar la línea de tubería durante el periodo de inyección.

47. El método de conformidad con la reivindicación 46, caracterizado porque dicho método para mejorar la recuperación de hidrocarburo liquido se convierte e un sistema de recuperación y producción de hidrocarburo líquido después de dicho procedimiento de inyección de gas miscible, y que comprende: proveer el compresor de superficie como medio para mantener una presión igual entre la línea de tubería de inyección a través del manguito desplazable abierto y la formación de hidrocarburo líquido abierta, durante la recuperación por cable del tapón aislante desde el mandril de válvula de ventilación de gas, a través de dicha, línea de tubería de inyección; y proveer dicho mandril de válvula de ventilación de gas para el proceso de recuperación de hidrocarburo líquido por el cable instalando una válvula de cierre vertical de gas de liberación de presión en dicho mandril para liberar presión de gas a una presión de recuperación de hidrocarburo liquido óptima predeterminada desde el espacio anular de perforación de pozo de tubería de revestimiento debajo del obturador en la línea de tuberia debajo de dicho obturador, mientras que el compresor de superficie mantiene igual presión entre la línea de tubería a través del manguito desplazable abierto y dicho espacio anular de perforación de pozo durante dicha instalación de cable; proveer dicho compresor de superficie para liberar presión en la linea de tubería de inyección, y el cable para cerrar el manguito desplazable abierto en la línea de tubería, permitiendo por lo tanto que entren los hidrocarburo líquido saturados de gas en la perforación de pozo y en el inyector; proveer la línea de tubería de inyección para una línea de tubería de producción por dicho inyector de líquidos que inyecta hidrocarburos líquidos por diferencial de presión en dicha línea de tubería hacia la superficie; y la válvula de ventilación de gas y su mandril debajo del obturador para mantener la reducción máxima de presión de formación de hidrocarburo líquido óptima en su perforación de pozo, sobre la presión de punto de burbujeo del hidrocarburo líquido, por medio del cual se inicia el periodo de recuperación y producción de hidrocarburos líquidos fluyentes saturados de gas de solución.

48. El método de conformidad con la reivindicación 47, caracterizado porque dicho método de recuperación de hidrocarburo líquido es impulsado por la elevación de gas, y comprende: proveer el compresor de superficie como un medio para mantener una presión igual entre la línea de tubería de producción y la capa gasífera abierta durante la recuperación por cable de uno o más tapones aislantes desde sus mandriles de válvula de cierre vertical de gas en dicha linea de tubería; proveer una o más válvulas de cierre vertical de gas para elevar columnas de flujo de líquido de formación, por el cable que instala dichas válvulas de cierre vertical de gas en dichos mandriles en la línea de tubería sobre el obturador, mientras que el compresor de superficie mantiene igual presión en la línea de tubería y el espacio anular de perforación de pozo de capa gasífera durante dicha instalación de cable; proveer dicho compresor de superficie para liberar presión en la línea de tubería de producción y el espacio anular de perforación de pozo de capa gasífera; y proveer la línea de tubería de producción para hidrocarburos líquidos de elevación de gas con dichas válvulas de cierre vertical de gas a la superficie, por medio de la cual se inicia el periodo de recuperación y producción de hidrocarburos líquidos fluyentes saturados de gas de solución para la recuperación de hidrocarburo líquido en sitio total.

49. El método de conformidad con la reivindicación 48, caracterizado porque el inyector de líquidos del fondo de la perforación está mejorado para la producción y recuperación de hidrocarburos líquidos, después de la inyección de gas miscible de presión óptima en el petróleo crudo de la formación de hidrocarburo líquido, y que comprende: proveer dicho inyector de líquidos para producir y recuperar hidrocarburos liquidos, al colocarlo al fondo de la perforación dentro o debajo de la formación de hidrocarburo liquido abierta, en la perforación de pozo vertical, permitiendo la formación de liquidos para ser inyectados a presión desde dicha perforación de pozo a través de dicho inyector, mientras que se evita que los gases pasen a través del inyector en la linea de tuberia de producción; proveer dicho inyector con un alojamiento de inyector, dicho alojamiento tiene un cilindro flotador vertical responsivo a los liquidos abierto en la parte superior para permitir que los liquidos entren, y cerrado en la parte inferior de -dicho cilindro para contener los liquidos, con una doble válvula de cierre, que tiene una punta y fondo de válvula principal, y una punta y fondo de válvula piloto, ambas puntas de válvula operados por medio de un barra de sonda de trabajo de válvula piloto conectado a dicha parte inferior del flotador y movible dentro del alojamiento de inyector, sujeto a la flotabilidad creada por el liquido permanente que rodea a dicho flotador en el alojamiento del inyector; proveer dicho elemento de válvula de cierre doble movible y responsivo al movimiento vertical hacia arriba y hacia abajo del flotador, abriendo primero un poco menos que la válvula de puerto principal, la válvula de puerto piloto, la cual abre y cierra la válvula de puerto principal, por lo tanto abre y cierra la válvula de cierre doble mientras dicho flotador se llena o vacía de líquidos; y proveer una tubería de descarqa de líquidos que va desde dicha válvula de cierre doble a través de dicho flotador, dicha tubería de descarga se acopla dentro de la cabeza del inyector en la conexión de la tubería de producción.

50. El método de conformidad con la reivindicación 49, que además comprende: alargar el flotador verrical responsivo a los líquidos, caracterizado porque dicho flotador se extiende sustancialmente en la longitud del cilindro para agregar peso de apertura del flotador con flotabilidad de cierre de flotador aumentada para abrir dicha válvula de cierre doble de dicho inyector en todos los diferenciales de recuperación de hidrocarburo líquido de alta operación mantenidos variables entre espacio anular de perforación de pozo y la línea de tubería de producción.

51. El método de conformidad con la reivindicación 44, que además comprende: mantener una impulsión de presión de capa gasífera óptimo cuando la capa gasífera se reduce en volumen y presión por el compresor de superficie que inyecta gas miscible u otros gases no miscibles en la capa gasífera .

52. El método de conformidad con la reivindicación 44, que además comprende: establecer un tapón de detención antes del proceso de inyección de gas en un nivel óptimo debajo de la formación de hidrocarburo liquido seleccionada para aislar el área de recuperación y producción de hidrocarburo liquido e inyección de gas para formaciones abiertas más bajas.

53. Un sistema para aumentar la recuperación de petróleo crudo y/o liquido condensado por presión de flujo de hidrocarburo liquido de la perforación de pozo óptima mantenida desde una formación de hidrocarburo liquido del fondo de la perforación abierta a través de una linea de tubería de producción, que además comprende: una perforación de pozo vertical abierto en la formación de hidrocarburo líquido con un pozo de sondeo o pozos de sondeo, u orificios abiertos, y/o perforaciones horizontales abiertas o desviadas, dicha formación tiene petróleo crudo en sitio q líquido condensado; un inyector de líquidos del fondo de la perforación que se coloca en la parte inferior de la línea de tubería de producción dentro de la perforación de pozo vertical por o debajo de la formación de hidrocarburo líquido abierta para inyectar líquidos entrantes de formación a través del inyector y en la línea de tubería de producción mientras que evita que los gases pasen a través del inyector; la línea de tubería de producción desde su conexión en dicho inyector, para producir producción de petróleo crudo o líquido condensado por diferencial de presión y por salida de gas de solución en dicho petróleo crudo o líquido condensado, mientras pasa una presión debajo de la presión de punto de burbujeo en dicha línea de tubería de producción en la superficie; un puerto de descarga del espacio anular de rubería de revestimiento de boca de pozo de superficie con una válvula de control de presión de superficie y un indicador de presión para controlar la tubería óptima para la tubería de revestimiento presión de espacio anular de perforación de pozo; y la válvula de control de gas de espacio anular de tubería de revestimiento de boca de pozo de superficie con su indicador de presión para mantener una presión de gas óptima predeterminada en espacio anular de perforación de pozo y la formación de hidrocarburo líquido abierta en todo el proceso de recuperación y producción de petróleo crudo y/o líquido condensado.

54. El sistema de conformidad con la reivindicación 53, caracterizado porque el inyector de líquidos del fondo de la perforación está mejorado para mantener recuperación y producción de presión de perforación de pozo mantenida de petróleo crudo o líquido condensado, y que comprende: proveer dicho inyector de líquidos para producir y recuperar hidrocarburos líquidos al colocarlo al fondo de la perforación dentro o debajo de la formación de hidrocarburo liquido abierta en la perforación de poso vertical para permitir que los líquidos de formación se inyecten a presión desde dicha perforación de pozo a través de dicho inyector, mientras que se evita que los gases pasen a través del inyector en la línea de tubería de producción; un alojamiento de inyector que tiene un cilindro flotador vertical responsivo a los líquidos abierto en la parte superior para permitir que los líquidos entren, y cerrado en la parte inferior de dicho cilindro para contener los líquidos, con una doble válvula de cierre, que tiene una punta y fondo de válvula principal, y una punta y fondo de válvula piloto, ambas puntas de válvula operados por medio de un barra de sonda de trabajo de válvula piloto conectado a dicha parte inferior del flotador y movible dentro del alojamiento de inyector, sujeto a la flotabilidad creada por el líquido permanente que rodea a dicho flotador en el alojamiento del inyector; dicho elemento de válvula de cierre doble movible y responsivo al movimiento vertical hacia arriba y hacia debajo de dicho flotador, dicho flotador abriendo primero un poco menos que la válvula principal, la válvula piloto, la cual abre y cierra la válvula principal, por lo tanto abre y cierra la válvula de cierre doble mientras dicho flotador se llena o vacía de líquidos; y proveer una tubería de descarga de líquidos que va desde dicha válvula de cierre doble a través de dicho flotador, dicha tubería de descarga se acopla dentro de la í cabeza del inyector en la conexión de la tubería de producción.

55. El sistema de conformidad con la reivindicación 54, que además comprende: .el cilindro flotador vertical responsivo a los líquidos, caracterizado porque dicho flotador se extiende de forma sustancial a lo largo del cilindro para agregar peso de apertura del flotador con flotabilidad de cierre de flotador aumentada para abrir dicha válvula de cierre doble de dicho inyector en todos los diferenciales de presión de recuperación de petróleo crudo y/o líquido condensado de alta operación variable entre dicho espacio anular de perforación de pozo y la tubería de producción.

56. El sistema de conformidad con la reivindicación 55, que además comprende: la perforación de pozo vertical abierto en la capa gasífera de la formación de hidrocarburo líquido con un pozo de sondeo o pozos de sondeo, u orificios abiertos, y/o perforaciones horizontales abiertas o desviadas, dicha capa gasífera tiene gas natural en sitio.

57. El sistema de conformidad con la reivindicación 56, que además comprende: un obturador que se coloca sobre el inyector del fondo de la perforación para sellar el espacio anular de pozo externo desde la línea de tubería de producción en el nivel superior óptimo de la formación de hidrocarburo liquido, aislando la capa gasífera.

58. El sistema de conformidad con la reivindicación 57, que además comprende: un ensamble de mandril de válvula de ventilación de liberación de presión de gas debajo del ob urador, dicho mandril de de ventilación de gas abierto al espacie anular de perforación de pozo de tubería de revestimiento debajo de dicho obturador con un puerto de salida en la línea de tubería directamente debajo del obturador, dicho mandril contiene un válvula de cierre vertical,, de gas recuperable por cable, dicha válvula de cierre vertical de gas abre a una presión de espacio anular de perforación de pozo predeterminada, de forma tal que dicha presión de gas de espacio anular de perforación de pozo puede ser liberada a través de la válvula de ventilación de gas en la linea de tubería de producción debajo del obturador; y dicho obturador con el ensamble de mandril de válvula de ventilación de gas para mantener presión de reducción máxima de recuperación de petróleo crudo y/o líquido condensado óptima predeterminada en la formación de hidrocarburo líquido abierta y su espacio anular de perforación de pozo sobre el nivel de presión de punto de burbujeo 'del petróleo crudo y/o líquido condensado en todo el proceso de recuperación y producción para recuperación mejorada í de petróleo crudo en sitio y/o liquido condensado.

59. El sistema de conformidad con la reivindicación 58, que además comprende: una o más válvulas de cierre vertical de gas activadas de presión de tubería recuperables por cable mentadas en el exterior, instaladas en la linea de tubería de producción sobre el obturador para inyectar gas de elevación de presión predeterminada en la línea de tubería de producción para elevar columnas de petróleo crudo y/o líquido condensado a la superficie.

60. El sis Lema de conformidad con _la reivindicación 59, que además comprende: un tubo tipo venturi jet colocado directamente sobre una o más válvulas de cierre vertical de gas y centradas dentro de la tubería de producción para crear una acción de mezcla y barrido de líquido y gas más eficiente al formar un pistón gaseoso para ayudar a elevar la columna de petróleo crudo y/o líquido condensado a la superficie .

61. El sistema de conformidad con la reivindicación 53, que además comprende: una bomba del vástago colocada directamente sobre la salida de líquido del inyector de líquidos para bombear con el vástago la producción de líquidos desde la perforación de pozo vertical cuando dicho perforación de pozo no tiene suficiente perforación de pozo para diferencial de presión de tubería para elevar dicha producción de líquido a la superficie.

62. El sistema de conformidad con la reivindicación 61, caracterizado porque dicho inyector de liquides está mejorado par presiones de operación de perforación de pozo más altas, y que comprende: el cilindro flotador vertical responsivo a los líquidos, caracterizado porque dicho flotador se extiende de forma sustancial a lo largo del cilindro para agregar peso de apertura del flotador con flotabilidad de cierre de flotador aumentada para abrir dicha válvula de cierre doble de dicho inyector en todos los diferenciales de presión de recuperación de petróleo crudo y/o líquido condensado de alta operación variable entre espacio anular de perforación de pozo y la línea de tubería de producción.

63. El sistema de conformidad con la reivindicación 61, que además comprende: la válvula de descarga de espacio anular de tubería de revestimiento de boca de pozo de superficie con su indicador de presión para controlar presión de gas de espacio anular de perforación de tubería de revestimiento, mientras que mantiene la presión de espacio anular de perforación de pozo óptima sobre el nivel de presión de punto de burbujeo del petróleo crudo y/o líquido condensado para bombear con el vástago los líquidos entrantes de formación a través de la línea de tubería de producción, mientras que se recupera de forma eficiente el petróleo crudo y/o líquido condensado sobre su nivel de presión de punto de burbujee desde la formación de hidrocarburo líquido abierta para una recuperación de hidrocarburo líquido en sitio total.

64. El sistema de conformidad cor. la reivindicación 53, que además comprende: un tapón de detención establecido antes de la instalación del sistema en un nivel óptimo debajo de la formación de hidrocarburo líquido seleccionada para aislar el área de recuperación y producción de hidrocarburo líquido elegida.