MXPA99008447A - Metodo y dispositivo para la separacion de un fluido en un pozo - Google Patents

Abstract

Se describe un método y dispositivo para la separación de un fluido que comprende varios componentes de fluido, especialmente la separación de un fluido de un pozo en relación con un tubo para la producción de hidrocarburos/agua. El fluido es alimentado a un extremo de un tubo principalmente horizontal de una longitud adaptada a las condiciones actuales de flujo, el fluido fluye a través del tubo a tal velocidad que es separado. Durante la separación, los componentes del fluido con una baja densidad son formados en la parte superior del tubo y los componentes del fluido con una densidad más alta son formados en la parte inferior del tubo. Los componentes del fluido son retirados a través de salidas separadas.

Description

MÉTODO Y DISPOSITIVO PARA LA SEPARACIÓN DE UN FLUIDO EN UN OZO Descripción de la invención La presente invención es concerniente con un método y dispositivo para la separación de un fluido que comprende varios componentes del fluido, especialmente la separación de un fluido en un pozo en relación con un tubo para la producción de hidrocarburos/agua. Se ha propuesto previamente que los fluidos de los pozos en los pozos verticales deben ser manipulados utilizando separadores. Tales separadores pueden comprender filtros semipermeables que son solamente permeables al agua, como se describe en la patente norteamericana 4,241,787 o ciclones como se describe en el documento N0172426. Una desventaja con estos dispositivos es que son relativamente complicados en su construcción y/o tienen muchas partes móviles. Además, las soluciones mencionadas anteriormente requerirían un mantenimiento/inspección extensa cuando se utilizan en pozos que tienen alta presión y alta temperatura. Otro factor es que estas soluciones están especialmente adaptadas para su instalación en secciones verticales de pozos. También representarían una pérdida de presión y consumo de energía extra. Las desventajas anteriores pueden ser evitadas con la presente invención. La invención se ha desarrollado REF.: 31235 especialmente para tener la posibilidad de separar fluidos en secciones horizontales de pozos, algo que es muy ventajoso en la recuperación de formaciones horizontales en donde el pozo es formado por ejemplo por medio de perforación horizontal. Otras ventajas que se pueden obtener cuando se utiliza la invención en relación con pozos largos (horizontales) en particular son: - menos pérdida de presión debido al transporte reducido de agua junto con hidrocarburos; - equipo corriente abajo más simple (y más pequeño) para la separación; la cantidad de agua con compuestos químicos liberados en el mar pueden ser reducidos extensamente; ninguna deposición de sal en el equipo de producción corriente abajo del- pozo; - minimización del problema de hidratos; - minimización de los problemas de corrosión en las tuberías de transporte y equipo de proceso (lo que puede conducir a una elección de materiales más baratos) ; - la separación del petróleo/agua en el pozo puede conducir a simplificaciones debido a las grandes caídas, carencia de tensioactivos estabilizadores, alta temperatura y baja viscosidad; - buena capacidad en relación al consumo de energía e inversiones.

En lo siguiente, la invención será descrita adicionalmente por medio de ejemplos y las figuras en las cuales : La figura 1 muestra un diagrama de configuración de flujo de petróleo/agua. La figura 2 muestra la separación en un separador de pozo como función de la longitud del separador, el contenido (%) de agua en el petróleo de producto. La figura 3 muestra la separación en un separador de pozo como función de la longitud del separador , contenido (ppm) de petróleo en el agua de producto. La figura 4 muestra un pozo con equipo de producción y un separador. La figura 5 muestra una modalidad de un separador. La figura 6 muestra una segunda modalidad de un separador. La figura 7 muestra un diagrama de flujo para un separador del tipo mostrado en la figura 6. Las figuras 8 a) , b) , c) muestran una tercera modalidad del separador con diferentes configuraciones de flujo. La figura 9 muestra una cuarta modalidad de un separador. La figura 1 es un diagrama que muestra el flujo de un fluido que comprende un componente de aceite o petróleo y un componente de agua en relación con la velocidad del componente individual. Como se muestra en la figura se ha establecido por medio de experimentos que es posible obtener un flujo estratificado si la velocidad de flujo de los componentes es de un orden de magnitud de menos de 0.6 metros por segundo. La figura 2 es un diagrama que muestra los resultados obtenidos en experimentos llevados a cabo en una plataforma de prueba al utilizar una calidad de petróleo crudo ligero de un campo en el mar del norte. El fluido consiste esencialmente de los componentes del fluido petróleo y agua. Un flujo dispersado con una velocidad de mezcla Vmix de 0.6 m/s fue iniciado en la plataforma. Las pruebas se llevaron a cabo para encontrar qué criterios se tienen que satisfacer para obtener el grado deseado de separación. Los otros parámetros fueron como sigue: Presión del sistema 105 bares Temperatura del sistema 70°C Viscosidad del petróleo 1.02 MPa*s Densidad del petróleo 736 Kg/m3 Un separador que consiste de un tubo horizontal con un diámetro interior de D = 0.78 m fue instalado en la plataforma. El eje x en el diagrama es representado por un parámetro como sigue: 60.3 *(D / Q) * L en donde D = diámetro interior del tubo del separador (metros) Q = flujo volumétrico total del fluido en el pozo (metros cúbicos/hora) L = longitud del tubo separador Los parámetros anteriores incluyen el tiempo de retención total para el fluido y un factor de corrección para una presión hidrostática o cabeza vagante (distancia de sedimentación) a un tiempo de retención constante para el fluido, dependiendo de diferentes valores para el diámetro interior del tubo. El eje y del diagrama indica la cantidad porcentual de agua en la fase de petróleo. El diagrama en la figura 3 fue producido por medio del experimento descrito anteriormente. El eje y de este diagrama indica la cantidad de petróleo en la fase de agua en partes por millón (ppm) , en tanto que el eje x es el mismo como el de la figura 2. Se debe notar gue los resultados resumidos en los diagramas en las figuras 2 y 3 están basados en experimentos llevados a cabo al utilizar un fluido de pozo específico y básicamente sólo se aplican a aquel fluido. Otros fluidos de pozo tendrían propiedades de separación similares, sin embargo, que podrían por consiguiente ser determinados por medio de experimentos similares. Ya que los fluidos del pozo pueden tener propiedades de estabilidad de emulsión diferentes, requerirían un tiempo de retención más corto o más largo en el separador hasta que se obtiene una separación equivalente. En base a los experimentos anteriores es ahora posible separar un fluido de pozo en pozos horizontales o pozos con secciones horizontales de longitud suficiente. Cuando un fluido de pozo fluye desde un depósito y a través de perforaciones en un tubo en un pozo, el fluido del pozo asumirá un flujo dispersado. Corriente abajo en la tubería de producción, particularmente en secciones que son esencialmente horizontales, los componentes del fluido pueden asumir un flujo estratificado si la velocidad flujo del fluido del pozo es lo suficientemente baja y el tiempo de retención es lo suficientemente largo. En lo siguiente se describirán soluciones prácticas para la separación de tal flujo en base al conocimiento anterior. La figura 4 muestra los elementos principales en una solución complementaria para la recuperación de una formación 2. Un tubo es colocado en una sección horizontal de un pozo en la formación 2. El tubo 1 comprende un tubo de transporte horizontal o separación 3 en el cual hay un separador 6. Corriente arriba del separador el tubo 1 está unido a elementos de drenaje o perforaciones 7 que permiten que el fluido del pozo fluya. Corriente abajo del separador de tubo 1 comprende un tubo ascendente vertical 4. El tubo 1 también puede ser unido a un tubo 5 de inyección de agua con aberturas u orificios 8 de inyección para la inyección de agua separada a la formación. La figura 5 muestra una sección ampliada/detallada de una solución suplementaria como se ilustra en la figura 4. En su extremo corriente arriba el tubo 3 de transporte horizontal es unido a un tubo 10 de extensión con perforaciones 7 para el drenaje de la formación 2. El fluido del pozo es alimentado al tubo 10 de extensión y fluye en la dirección del separador. El tubo de extensión puede estar rodeado por una envolvente o caja 11 de tal manera que se forma un anulo 12 entre los tubos. El anulo es cerrado hacia el separador 6 por medio de un empaque 13 y si es necesario cemento. Si es necesario, el tubo 10 de extensión se puede reemplazar con cualquier tipo de solución complementaria sobre una o más secciones del depósito. El separador, tal como se ilustra en este ejemplo es un cuerpo o sección en forma de tubo del tubo 14 que tiene una o más aberturas o perforaciones 15 de drenaje en su extremo corriente abajo para permitir que el agua se drene del separador 6. Las aberturas del drenaje están posicionadas principalmente en la parte del fondo de la sección del tubo 14. El cuerpo en forma de tubo puede con ventaja estar rodeado por la envolvente 11 de tal manera que el agua que se drena de la sección del tubo 14 a través de las aberturas u orificios 15 será acumulada o recolectada en un anulo (16) formado entre la sección del tubo 14 y la envolvente 11. Si es necesario, las aberturas 15 de drenaje pueden ser ajustables por medio de uno o más manguitos movibles (17) que pueden cubrir/descubrir las aberturas. Los manguitos pueden ser posicionados al interior del tubo 15 o rodearlo como se muestra en la figura. La sección del tubo puede ser ventajosamente una extensión de un tubo 22 de producción. El anulo puede ser cerrado con un empaque 26 en la dirección corriente abajo y unirse con un tubo 5 de inyección de agua para devolver el agua a la formación 2. Si es necesario, el tubo de inyección puede ser conectado al equipo tal como una válvula 30, bombas, etc. (no mostrados) para obtener un regreso controlado del agua al depósito. Si es deseable, el tubo de inyección de agua puede ser conectado vía un tubo 34 al equipo 31 tal como un ciclón para la separación adicional del flujo de agua. Luego el agua separada puede ser retroalimentada al depósito vía un tubo 32 con las aberturas de inyección 35, en tanto que el agua que contiene petróleo es retroalimentada al tubo de producción 22 vía el tubo 33.

Alternativamente, el empaque 36 puede comprender una válvula 27 que puede ser abierta y que permite que el agua sea alimentada a la superficie vía el anulo 16 entre el tubo de producción y la envolvente o caja. Si es necesario, solo un pequeño flujo de agua puede ser alimentado a la superficie de esta manera o al utilizar un tubo separado (no mostrado) para tomar muestras y medir el contenido de petróleo del agua. En su extremo corriente abajo el separador 6 comprende un dispositivo de bloqueo 16 que cierra la sección transversal de la sección del tubo 14 con la excepción de una o más aberturas 19 en lo alto del dispositivo de bloqueo. La(s) abertura (s) u orificio (s) 19 permite (n) que el aceite o petróleo fluya del separador al tubo 22 de producción. Corriente arriba del dispositivo de bloqueo se encuentra un densitómetro 20 gamma que comprende detectores conectados a una unidad de procesamiento de señales (no mostrada) que hace posible establecer el nivel de la capa frontera (nivel en la dirección vertical) entre los componentes del fluido. Este tipo de radiación gamma de multinivel se puede usar para detectar el nivel y medir el perfil de concentración. Además, la frontera de fase puede ser establecida y el petróleo en el agua y el agua en el petróleo pueden ser determinados. Este tipo de sistema de registro representa tecnología de la cual el experimentado es hábil y por consiguiente no será descrita en detalle en la presente. Dependiendo de la pureza del agua a ser separada del fluido del pozo, la capa frontera 25 es regulada los suficientemente alta en el tubo 14 por un pequeño porcentaje de agua a ser alimentada al tubo de producción 22 junto con el petróleo si es necesario. La regulación de la capa frontera, que incluye la obtención de una capa frontera constante en el lugar deseado en el separador se puede llevar a cabo al controlar los flujos hacia afuera del separador. Esto se puede obtener por ejemplo por medio de una válvula 28 en el tubo de producción o en la cabeza del pozo (no mostrada) que controla la cantidad de fluido tomado a través del tubo de producción 22 y la regulación de la cantidad de agua drenada al utilizar el (los) manguito (s) 17 y/o válvula en el tubo 5 de inyección de agua. Por consiguiente, el nivel de la capa frontera puede ser elevado o disminuido en la sección del tubo 14 por medio de la regulación alternativa de la cantidad de los fluidos separados. Se debe comprender que esta regulación se puede llevar a cabo al utilizar una unidad de procesamiento de datos (no mostrada) que procesa las señales registradas mediante el densitómetro gamma, las procesa de acuerdo con un procedimiento o elementos de programación establecidos y hace pasar las señales a dispositivos de admisión (no mostrado) que están relacionados con los valores mencionados anteriormente para la regulación de los fluido separados . Esto representa tecnología de la cual el experimentado en la técnica es hábil y por consiguiente no será descrita en detalle en la presente. Otro sistema para regular el nivel vertical de la interfase 25 entre los componentes del fluido es medir la cantidad de agua en el petróleo (WiO) y el flujo de petróleo (Q de petróleo) . Estas cantidades son medidas corriente abajo del separador y ventajosamente pueden tomar forma de mediciones continuas. El equipo de medición puede estar localizado ya sea en el pozo sobre una plataforma o sobre la superficie. Al utilizar esta información el agua en el petróleo puede ser graficada como función del flujo de petróleo. En tanto que la capa frontera de petróleo/agua en el separador es menor que la salida de petróleo, el gradiente de agua en el petróleo en relación con el flujo de petróleo será bajo. Si la capa frontera se aproxima a la salida del petróleo, el agua en el petróleo se elevará agudamente a medida que el flujo de petróleo se incrementa. Esta información puede ser usada fácilmente para controlar el flujo de petróleo de tal manera que el separador escasamente admita agua a la salida de petróleo. Alternativamente, el petróleo en el agua (OiW) puede ser registrado y utilizado para controlar el nivel de la capa frontera. Este registro se puede hacer en la superficie por un pequeño subflujo del agua que es separada en el separador que es tomada a la superficie para el análisis/medición del contenido de petróleo. Si la velocidad del fluido en el pozo es demasiado alta antes de que entre al separador, con el resultado de que las condiciones para la separación no se pueden obtener, la velocidad puede ser reducida de varias maneras. La velocidad del fluido en el pozo corriente arriba del separador puede por ejemplo ser reducida al disminuir la cantidad de los fluidos extraídos en la cabeza del pozo y el tubo de inyección. Alternativamente, la velocidad del fluido en el pozo puede ser regulada al limitar el flujo de entrada a través de los elementos de drenaje o perforaciones. Esto se puede hacer por ejemplo al cerrar las perforaciones completa o parcialmente al utilizar uno o más manguitos movibles (23) . Otro método puede ser instalar una o más restricciones en el tubo 10 de extensión o en otro lugar apropiado corriente arriba del separador. La(s) restricción (es) ayudaría (n) a limitar la velocidad del fluido en el pozo antes de que llegue al separador. Tales restricciones pueden ser cuerpos que son insertados al tubo y exhiben una reducción en el área de flujo. Se pueden usar restricciones en forma de disco (tapón con paso para el fluido) por ejemplo.

La figura 6 ilustra otra modalidad de un separador 106 y muestra una vista en sección transversal detallada a través de un separador en un sistema complementario como se muestra en la figura 4. Como en el ejemplo previo, el tubo 103 de transporte horizontal es conectado en su extremo corriente arriba a un tubo 110 de extensión con perforaciones 107 para drenar la formación 102. El fluido en el pozo es alimentado al tubo 110 de extensión y fluye en la dirección del separador 106. El tubo de extensión es rodeado por una envolvente 111 de tal manera que se forma un anulo 112 entre estos dos tubos. El anulo es cerrado hacia el separador 106 por medio de un empaque 113 y si es necesario cemento. En esta modalidad, el tubo de extensión es cerrado en el extremo de entrada del separador. El tubo de extensión 110 puede ser reemplazado si es necesario con cualquier tipo de solución complementaria sobre una o más secciones del depósito. El separador, tal como se muestra en este ejemplo, es un cuerpo o sección en forma de tubo que representa una expansión en relación con el área de flujo en el tubo de extensión 110. La sección del tubo puede con ventaja ser la envolvente 111. Si el diámetro del separador es expandido como se muestra en esta modalidad, la longitud del separador puede ser reducida. En el extremo de salida del separador hay un tubo de producción 122 el cual es rodeado por la envolvente 111.

El anulo 116 formado entre estos dos tubos es sellado con un empaque 118 que tiene una o más aberturas 119 en su parte inferior para permitir que el agua del separador fluya a través de las mismas. El agua puede seguir el anulo entre el tubo de producción 122 y la envolvente 111 ya sea a la superficie o a un tubo 105 de inyección de agua. El petróleo es alimentado hacia afuera del separador por medio del tubo de producción 122. Ventajosamente, el tubo de producción se puede proyectar al interior del separador. Se debe comprender que el arreglo descrito en la figura 5 para la regulación de la capa frontera entre los componentes del fluido y la regulación de la velocidad del fluido del pozo pueden por supuesto ser implementados también en esta solución. Lo mismo se aplica a lo que se describe con respecto a los sistemas para inyección y separación adicional del componente de agua. La figura 7 muestra un diagrama de flujo para un separador 106 del tipo ilustrado en la figura 6, en la cual el petróleo dispersado/agua fluye al separador desde un tubo de extensión 110. Este ejemplo utiliza un tubo de extensión de 17.8 cm ( 1" ) y una envolvente 111 de 27.3 cm (10" H) como el tubo de salida del separador. La altura del anulo es especificada por la longitud H (distancia entre el tubo de extensión y la envolvente) .

En este ejemplo se encuentra en la distancia 8H una pieza de inserción o tamiz 140 que promueve la coalescencia que es un disco perforado con un corte en su parte inferior. Cuando el disco es insertado en el separador el corte mencionado anteriormente formará una abertura 141 que permitirá que los componentes del fluido más pesados fluyan a través del mismo. El separador puede comprender tamices adicionales 142, 143 insertados corriente abajo del primer tamiz. Tales piezas de inserción o tamices pueden ser usados para promover la separación de tal manera que la velocidad del fluido a ser separado pueda ser incrementada en relación a lo que se ha afirmado anteriormente. Como muestra el diagrama las gotas (petróleo) coalescerán y flotarán en la parte superior del separador. Con una velocidad de 0.9 m/s en el flujo separado y una longitud del separador de 26 m el flujo será estratificado hacia la salida del separador (entrada del tubo de producción) de tal manera que el petróleo fluye al tubo de producción 122 y el agua entra al anulo 116. Los otros parámetros para el flujo ilustrado en el diagrama son la viscosidad de 2 cp, densidad del petróleo 880 Kg/metro cúbico, velocidad 4000 m3/d estándar, corte de agua 30%. La figura 8a ilustra una tercera modalidad de un separador 206 y muestra una vista en sección transversal detallada a través de un separador en un sistema complementario como se describe en la figura 4. Esta modalidad tiene una diversidad de similaridades estructurales con los ejemplos precedentes pero tiene un diámetro que puede ser más grande que aquel permitido por el diámetro de la envolvente. La tubería 203 de transporte horizontal comprende una tubería de extensión 210 y una envolvente 211. Entre estos dos tubos se encuentra un anulo 212 que puede si es necesario estar separado del depósito al utilizar un empaque 226. En el lado corriente arriba del separador hay un tapón 213 que cierra el tubo de extensión 210. Si es necesario, un empaque 225 puede ser ajustado en el anulo 212 de tal manera que cubre toda el área del anulo con la excepción de una o más aberturas 214 en la parte inferior del anulo por ejemplo. Corriente arriba del tapón 213 el tubo de extensión tiene una o más aberturas u orificios 215 en su parte inferior por ejemplo, que permiten que el fluido del pozo sea transportado en el tubo de extensión 210 para fluir hacia afuera al anulo 212. El fluido pasa a través de las aberturas 214 en el empaque 225 y fluye al separador 206. El separador tal como se ilustra en la presente es una expansión radial de la dimensión exterior del tubo de transporte 203, pero como en el ejemplo previo la dimensión exterior puede ser la misma si es necesario como la dimensión exterior de la envolvente. El separador comprende un anulo 216 formado entre un tubo perforado 218 y una sección de tubo 217 que puede ser un agujero de pozo expandido sostenido mediante o cerrado por medio de un tubo expansible, un material endurecido in situ o una formación consolidada (no mostrada en detalle) . Tales tubos pueden ser instalados de acuerdo con técnicas conocidas inherentemente. El tubo perforado 218 puede estar soportado en su extremo corriente arriba por el tubo de extensión 210. En su extremo corriente abajo el tubo perforado es conectado a un tubo de producción 222. Alternativamente, el tubo de extensión, el tubo perforado y el tubo de producción pueden ser un tubo continuo con las aberturas especificadas 215, 221 y el tapón 213. El anulo del separador 216 está equipado para comunicarse con el anulo 212 en su extremo corriente arriba y con un anulo 223 formado entre el tubo de producción 222 y la envolvente 211 en su extremo corriente abajo. El fluido del pozo que fluye al anulo 216 será separado en aquellos componentes de fluido con la densidad más baja (petróleo y posiblemente gas) que se impulsarán a la parte superior del anulo. Aquí, el tubo perforado 218 está equipado con salidas o aberturas 221 que permiten que los componentes del fluido avancen al tubo y fluyan corriente abajo del tubo de producción 222. Los componentes del fluido con una densidad más alta tales como el agua serán acumulados en la parte inferior del anulo. El anulo se comunica corriente abajo con el anulo 223 y los componentes del fluido más pesados serán transportados por consiguiente lejos del separador en este anulo. Un empaque 219 es equipado en el anulo 223 corriente abajo del separador. El empaque cubre toda el área del anulo con la excepción de una o más aberturas 224 en el fondo del empaque. Las aberturas permiten que los componentes del fluido separados más pesados fluyan a través de las mismas. Se debe comprender que el arreglo descrito en la figura 5 para la regulación de la capa frontera entre los componentes del fluido y la regulación de la velocidad del fluido del pozo pueden por supuesto ser implementados también en esta solución. Lo mismo se aplica a lo que se describe con respecto a los sistemas para la inyección y separación adicional del componente de agua. Las aberturas 221 en el tubo perforado 218 pueden ser diseñadas con ventaja con el sistema de regulación que va a regular el nivel de la capa frontera en mente, de tal manera que el control de los flujos de salida del separador sean tan uniformes como sea posible. Esto se puede obtener mediante las aberturas que son formadas en hendiduras en la dirección vertical o triangulares con una esquina que apunta hacia abajo (no mostrado) de tal manera que un incremento en el nivel de la capa frontera 227 producirá un incremento limitado/progresivo del agua en el aceite que es expulsada hacia afuera a través de las aberturas 221. La figura 8b muestra la misma solución como la que se muestra en la figura 8a, pero con otra configuración de flujo en donde las aberturas 221 se proporcionan en el lado inferior o el tubo 218, de tal manera que los componentes más pesados del fluido, esto es, agua fluyen al tubo y además a través del tubo de producción 222, en tanto que los componentes más ligeros fluyen hacia arriba a través del anulo 223. La figura 8c muestra una configuración de flujo adicional, en donde el tubo 218 se provee con aberturas en el lado superior también como el lado inferior del tubo y mediante lo cual los componentes del fluido más ligeros fluirán al tubo y al lado superior, en tanto que los componentes más pesados entrarán al tubo 218 en su lado inferior. En su interior, el tubo 218 se provee con dos tubos o canales separados 228, 229 para el transporte separado adicional de los dos componentes de fluido respectivos. La figura 9 muestra una cuarta modalidad de un separador de acuerdo con la invención además, la figura 9a muestra una parte de un sistema 301 de pozo con tubo de drenaje y tubos ramificados 302 y un separador 305 con un pozo 304 de inyección de agua, la figura 3b muestra una parte a escala ampliada del pozo mostrada en la figura 9a y la figura 9c muestra una sección a lo largo de la línea A-A de la figura 9b. Como se muestra en las figuras, el separador incluye un tubo de transporte 303 con un tubo 304 del pozo de inyección adjunto. El petróleo y/o gas mezclados con agua fluyen a los dispositivos 316 de restricción de flujo hacia adentro desde el tubo de drenaje y los tubos ramales 302 a la tubería de transporte 303 en el separador 305. Aquí, el agua y petróleo son separados con una capa superior 308 y una capa inferior 307 respectivamente. De preferencia se puede proporcionar un umbral 315 en el área en donde el tubo de transporte 303 y el tubo de inyección 304 se interconectan. Tal umbral asegurará que el agua esté presente a un cierto nivel. El agua fluye además al tubo 304 de inyección de agua en tanto que el petróleo fluye hacia arriba al tubo de producción 306. El agua que fluye al tubo 304 de inyección de agua contendrá petróleo que será separado en la parte superior del tubo (interfase petróleo/agua 309) . Un control 310 de nivel (no mostrado adicionalmente) detecta el nivel de petróleo y controla una bomba 311 que inyecta el agua al tubo de inyección 304. El control de nivel puede ser un control de tipo capacidad o una combinación de control de tipo capacidad y conductividad.

Se debe enfatizar que los dibujos se proporcionan solo como una indicación de las diferentes dimensiones y distancias que son utilizadas en relación con cualquier solución práctica de la invención. Así, por ejemplo la distancia entre el tubo de transporte 303 y el control 310 y la distancia entre el tubo de transporte y la bomba puede ser de 50 a 100 metros o más. La bomba 311 como se muestra en la figura se proporciona de preferencia en el extremo de un sistema de accesorios 312, estrechamente debajo de un empaque 313 que separa el separador 305 de la parte inferior del tubo del pozo de inyección. El sistema de accesorios contiene líneas eléctricas o hidráulicas (no mostrada) para el suministro de energía a la bomba. Además, el sistema de accesorios se proporciona con aberturas 314 en el lado superior del empaque 313 de tal manera que el agua que es inyectada al pozo de inyección pueda fluir a través de estas aberturas, además a través del sistema de accesorios 312 y a la bomba 311. La invención no está limitada a los ejemplos anteriores. Así, también puede ser relevante utilizar compuestos químicos que promueven la coalescencia en relación con el separador. Esto puede ser relevante en donde están presentes tensioactivos (por ejemplo, partículas de asfalto que no pueden ser mantenidas en solución mediante resinas) e impide que las gotas se unan. El efecto de los tensioactivos puede ser contra restado por agentes rompedores de emulsión/antiespumantes solubles en petróleo y dispersantes de asfalto. Si es necesario estos pueden ser inyectados continuamente corriente arriba al separador. También es posible unir o conectar válvulas adicionales a la entrada y salidas del separador para regular la afluencia del fluido del pozo y la salida de flujo de los componentes del fluido. El separador también puede comprender otro equipo disponible para la verificación/inspección de que se cumplan sus condiciones de operación. Por ejemplo puede comprender equipo para medir el flujo volumétrico/velocidad/presión/temperatura de los componentes del fluido. Se hace contar que, con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (11)

1. REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones : 1. Un método para la separación de un fluido que comprende varios componentes del fluido, especialmente la separación de un fluido de un pozo en relación con un tubo para la producción de hidrocarburos/agua, caracterizado porque el fluido es alimentado a un extremo de una sección de tubo o perforación principalmente horizontal en la cual el fluido es ajustado para fluir a tal velocidad que el fluido es separado y se forma una capa frontera entre los componentes del fluido, mediante lo cual los componentes de fluido con una baja densidad son formados en la parte superior de la sección del tubo y los componentes del fluido con una densidad más alta son formados en la parte inferior de la sección del tubo y porque los componentes de fluido son expulsados a través de salidas separadas.
2. 2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la velocidad del fluido a ser separado es regulada por medio de restricciones o los semejantes colocados corriente arriba de la sección del tubo.
3. 3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la velocidad del fluido a ser separado es regulada por medio de la regulación del flujo de los componentes del fluido separados.
4. 4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el nivel de la capa frontera es detectado por medio de equipo de medición y ajustado por medio de una regulación de flujo alternativa de los componentes del fluido separados que son retirados de la sección del tubo-
5. 5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los componentes del fluido con la densidad más alta son inyectados de regreso a la formación, si es necesario después de pasar a través de una etapa de separación adicional, los componentes del fluido con una densidad más baja son traídos a la superficie de la formación.
6. 6. Un dispositivo para la separación de un fluido que comprende varios componentes del fluido, especialmente la separación de un fluido de un pozo en relación con un tubo para la recuperación de hidrocarburos/agua, caracterizado porque comprende una sección de tubo o perforación principalmente horizontal con una entrada para el fluido a ser separado y por lo menos dos salidas para los componentes del fluido separados, la longitud del tubo es de tal manera que el fluido es separado y se forma una capa frontera entre los componentes del fluido mediante las condiciones reales de flujo, mediante lo cual los componentes del fluido con una baja densidad son formados en la parte superior del tubo y los componentes del fluido con una densidad más alta son formados en la parte inferior del tubo.
7. 7. El dispositivo de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque la sección de tubo horizontal es un anulo formado entre un tubo perforado interno y un elemento de tubo externo que puede ser un agujero de pozo expandido.
8. 8. El dispositivo de conformidad con las reivindicaciones 6-7, caracterizado porque la sección de tubo tiene un área de flujo que es mayor que el área de flujo en su entrada.
9. 9. El dispositivo de conformidad con las reivindicaciones 6-8, caracterizado porque el tubo tiene al interior del mismo uno o más insertos o piezas de inserción que promueven la coalescencia, de preferencia en forma de un disco perforado con un corte que apunta hacia abajo.
10. 10. El dispositivo de conformidad con las reivindicaciones 6-9, caracterizado porque se ajustan o equipan dispositivos de regulación corriente abajo de las salidas para los componentes del fluido separados para regular el flujo hacia afuera de los componentes de fluido individuales de la sección de tubo.
11. 11. El dispositivo de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque comprende medios o elementos para detectar el nivel de la capa frontera, los medios o elementos para la detección envían señales a una unidad de procesamiento de señales que controla los dispositivos de regulación para los componentes del fluido separados .