Dispositivos de control de inyección de gas y métodos para su operación.

Un dispositivo de control de inyección de gas (50, 200) para su implementación en un hueco de pozo paracontrolar la inyección de gas en una tubería (10) que contiene petróleo crudo para elevar el petróleo hacia arriba dela tubería,

que comprende un alojamiento (49, 206) y al menos dos conjuntos de válvulas de control en elalojamiento, teniendo cada conjunto:

una entrada (76) para recibir gas de una fuente presurizada,

una salida (80) para suministrar gas presurizado para su inyección en dicha tubería, y

una válvula de entrada (62) en una trayectoria de fluido entre la entrada y la salida;

caracterizado porque cada uno de los conjuntos de válvulas de control incluye un actuador eléctrico biestable (72)asociado con la válvula de entrada, siendo controlable independientemente cada actuador para conmutar la válvula deentrada respectiva entre sus configuraciones abierta y cerrada.

Dispositivos de control de inyección de gas y métodos para su operación

Campo de la invención La presente invención se refiere a dispositivos de control de inyección de gas, concretamente para su implementación en un hueco de pozo para controlar la inyección de un gas en una tubería o conducto para elevar un líquido hacia arriba de la tubería, tal como petróleo crudo, por ejemplo.

Antecedentes de la invención El documento WO-A-00/75484 describe un aparato y un método para controlar un flujo de fluido en un hueco de pozo. Éste proporciona un mandril de alojamiento lateral que tiene una válvula para controlar un flujo de fluido del exterior del

mandril a la conducción.

En técnicas de extracción de petróleo conocidas, se inyecta gas en una tubería de petróleo crudo para elevar el petróleo hacia arriba de la tubería cuando la presión del propio yacimiento de petróleo es insuficiente para hacerlo, o para aumentar el caudal de petróleo adicionalmente. Esta técnica se denomina “elevación por gas”. Se suministra gas presurizado al anillo entre el revestimiento exterior del hueco de pozo y la cadena de tuberías de producción internas y se inyecta en la base de la columna de líquido en la cadena de tuberías a través de una válvula de elevación de gas del fondo del pozo. El efecto es airear el petróleo crudo, reduciendo su densidad y provocando que la mezcla resultante de gas/petróleo crudo fluya hacia arriba de la conducción.

Una forma conocida de configuración de pozo de petróleo crudo con elevación por gas se muestra esquemáticamente en la figura 1. Se suministra gas presurizado mediante una estación de compresión 2 a un regulador de gas de inyección 4. El regulador divide el suministro de gas en cuatro suministros separados para pozos 6 respectivos. Cada pozo incluye un revestimiento exterior del hueco de pozo 8 que rodea una cadena de tuberías de producción internas o conducto 10. El gas es alimentado al anillo 12 definido entre el revestimiento y la cadena de tuberías. El gas es inyectado a continuación en la cadena de tuberías cerca de su base mediante una válvula de elevación por gas 14.

El petróleo crudo 16 se extrae hacia arriba de la cadena de tuberías y se mezcla con el gas inyectado a medida que la mezcla es elevada hacia arriba. La mezcla es alimentada de la cabeza del pozo 16 a un regulador de producción 18 en donde se combina con los suministros de los otros pozos 6. La mezcla combinada es alimentada a un separador de gas/petróleo 20. Aquí, el gas inyectado es separado del petróleo y alimentado a la estación de compresión 2 para su recompresión y reinyección. El petróleo extraído es alimentado al depósito 22, antes de su suministro subsiguiente a lo largo del oleoducto 24.

La cantidad de gas que va a ser inyectado en un pozo concreto para maximizar la producción de petróleo varía de acuerdo con un número de factores, tales como el estado y geometría del pozo. La tasa de protección de líquido variará asimismo dependiendo de la viscosidad del líquido extraído y de la ubicación geográfica del propio pozo. Un gráfico ilustrando una relación típica entre la tasa de inyección de gas y la tasa de producción de líquido se muestra en la figura 2. Este tipo de gráfico se denomina comúnmente como “curva de rendimiento de elevación por gas”, y se genera en base a una presión de inyección constante del gas. Demasiado gas inyectado o demasiado poco dará como resultado una 45 desviación respecto al estado de producción más eficiente. El objetivo principal de la optimización es asegurar que el gas de elevación es aplicado a cada pozo individual a una velocidad a la cual se consiga la producción máxima del campo, a la vez que se minimiza el consumo de gas comprimido. En el ejemplo mostrado, la tasa de producción está optimizada para una tasa de inyección de gas de, aproximadamente, 25.000 Sm3/d (metros cúbicos normalizados por día) (0, 9 MMscf/d (millones de pies cúbicos normalizados por día) ) , y el tamaño del orificio de la válvula de inyección de gas se seleccionaría de modo correspondiente.

En configuraciones de elevación por gas existentes, la válvula de elevación por gas tiene un diámetro de orificio seleccionado para maximizar la producción de un pozo dado en base a la presión del gas suministrado al pozo. Sin embargo, si las circunstancias cambian y se desea un caudal de gas diferente para optimizar la producción, es necesario 55 detener la producción antes de que el orificio pueda ser sustituido por uno del diámetro deseado. Se debe llevar a cabo entonces un procedimiento de “descarga” para continuar la producción.

La descarga del hueco de pozo es un proceso laborioso, como será aparente de la siguiente discusión con referencia a las figuras 3A a 3C. Se utilizan diversas válvulas de inyección de gas para proporcionar diversas etapas de presión controlada para retirar secuencialmente fluido estático del anillo durante el inicio de la elevación por gas. Además de la válvula de elevación por gas 14, el hueco de pozo mostrado tiene válvulas de descarga 30, 32. Inicialmente, la presión de inyección baja el nivel de líquido en el anillo entre el revestimiento externo del hueco de pozo 8 y la cadena de tuberías de producción internas 10, enrasando el anillo 12 hasta que la válvula 30 es descubierta, como se muestra en la figura 3B. En este momento, se inyecta gas en la conducción interna 10 mediante la válvula 30, disminuyendo la presión de la 65 conducción. A medida que la presión de la conducción interna cae, el nivel de líquido en el anillo 12 cae igualmente. En el punto en el que la válvula 32 es descubierta, como se muestra en la figura 3C, se inyecta gas en la conducción interna mediante la válvula 32, y la válvula 30 se desconecta. Esto continúa hasta que el proceso de descarga es completado.

En la práctica, las válvulas de descarga y elevación por gas están dispuestas a menudo en mandriles laterales, como se muestra en la figura 4. Cada mandril 40 está formado habitualmente con la cadena de tuberías implementada en un hueco de pozo utilizando útiles de “arranque” para deformar físicamente la pared lateral de la tubería, lo cual es en sí mismo un procedimiento laborioso y difícil. Cada válvula 30, 32 y 14 está instalada en un mandril 40 respectivo. Un tapón 42 se dispone en la base del anillo 12 y actúa como una junta de estanqueidad entre la formación rocosa de producción de petróleo que rodea el hueco de pozo, el revestimiento 8 y la conducción 10 para impedir que el gas entre en la zona de producción.

Para cambiar el tamaño de orificio de la válvula de elevación por gas 14, es necesario finalizar la inyección de gas y detener la producción de petróleo. Se utilizan cables de retorno lubricados para cambiar la válvula de elevación por gas y sustituirla con otra que tiene un diámetro de orificio diferente. Para reanudar la inyección de gas, se repite el proceso de descarga.

Se apreciará que cualquier modificación a las configuraciones existentes necesitará poder sobrevivir durante un periodo prolongado (típicamente entre 5 y 10 años) en condiciones muy duras bajo tierra, a profundidades de aproximadamente 1 km o más. La presión ambiente será muy elevada (200 bar o más) y es probable que se experimenten elevadas temperaturas.

Sumario de la invención La presente invención está dirigida a un dispositivo de control de inyección de gas para su implementación en un hueco de pozo para controlar la inyección de gas en una tubería que contiene petróleo crudo para elevar el petróleo hacia arriba de la tubería, que comprende un alojamiento, y al menos dos conjuntos de válvulas de control en el alojamiento, teniendo cada conjunto:

una entrada para recibir gas de una fuente presurizada;

una salida para suministrar gas presurizado para su inyección en dicha tubería; y

una válvula de entrada en una trayectoria de fluido entre la entrada y la salida.

De acuerdo con la invención, cada uno de los conjuntos de válvulas de control incluye un actuador eléctrico biestable asociado con la válvula de entrada, siendo cada actuador controlable independientemente para conmutar la válvula de entrada respectiva entre sus configuraciones abierta y cerrada.

Tal dispositivo permite variar la tasa de inyección de gas a una profundidad dada en una cadena de conducciones de producción sin necesidad de detener la producción de petróleo. Además, la inyección de gas puede ser encendida y apagada como sea necesario, sin perturbar el entorno de presión del anillo que rodea a la cadena de conducciones. Esto proporciona una flexibilidad de funcionamiento... [Seguir leyendo]

1. Un dispositivo de control de inyección de gas (50, 200) para su implementación en un hueco de pozo para controlar la inyección de gas en una tubería (10) que contiene petróleo crudo para elevar el petróleo hacia arriba de la tubería, que comprende un alojamiento (49, 206) y al menos dos conjuntos de válvulas de control en el alojamiento, teniendo cada conjunto:

una entrada (76) para recibir gas de una fuente presurizada,

una salida (80) para suministrar gas presurizado para su inyección en dicha tubería, y

una válvula de entrada (62) en una trayectoria de fluido entre la entrada y la salida;

caracterizado porque cada uno de los conjuntos de válvulas de control incluye un actuador eléctrico biestable (72)

asociado con la válvula de entrada, siendo controlable independientemente cada actuador para conmutar la válvula de entrada respectiva entre sus configuraciones abierta y cerrada.

2. Un dispositivo de acuerdo con la reivindicación 1, en el que se proporcionan al menos dos conjuntos de válvulas de control que están configurados para suministrar gas a diferentes caudales entre sí en sus salidas (80) cuando sus entradas (76) están conectadas a un suministro de gas común.

3. Un dispositivo de acuerdo con la reivindicación 2, en el que cada uno de los dos conjuntos de válvulas de control es uno de una pareja de conjuntos de válvulas de control, con los conjuntos en cada pareja configurados para suministrar gas a sustancialmente el mismo caudal en sus salidas cuando sus entradas (76) están conectadas a un

suministro de gas común, y en el que el dispositivo incluye preferiblemente tres parejas de conjuntos de válvulas de control, en el que cada conjunto de la primera, segunda y tercera pareja está configurado para suministrar aproximadamente un 5%, un 15% y un 30% del caudal máximo del dispositivo, respectivamente.

4. Un dispositivo de cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el dispositivo tiene un eje longitudinal central y las salidas están situadas en un plano común que se extiende perpendicularmente al eje central.

5. Un dispositivo de cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el alojamiento (49, 206) tiene una configuración sustancialmente anular para su implementación alrededor de una tubería (10) .

6. Un dispositivo de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, en el que el dispositivo está dispuesto para ser acoplado, en uso, entre porciones de una tubería (10) , y define una trayectoria para el petróleo que se encuentra entre las porciones de tubería.

7. Un dispositivo de cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que cada conjunto de válvulas de control incluye una válvula de seguridad (60) en la trayectoria de fluido entre su salida (80) y la válvula de entrada (62) , con la válvula de seguridad dispuesta de modo que inhiba el flujo de fluido al interior del conjunto a través de su salida.

8. Un dispositivo de cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que incluye un conjunto de válvula de descarga

para permitir selectivamente un caudal sustancialmente superior a dicha tubería (10) que los conjuntos de válvulas 45 de control.

9. Un método para controlar la inyección de gas en una tubería (10) que contiene petróleo crudo para elevar el petróleo hacia arriba de la tubería, que comprende las etapas de:

proporcionar un dispositivo de control de inyección de gas (50, 200) que comprende un alojamiento (49, 206) y al menos dos conjuntos de válvulas de control en el alojamiento, teniendo cada conjunto una entrada (76) para recibir gas de una fuente presurizada, una salida (80) para suministrar gas presurizado para su inyección en la tubería, y una válvula de entrada (62) en una trayectoria de fluido entre la entrada y la salida, y

acoplar la salida de cada conjunto con el interior de la tubería (10) ;

caracterizado por incluir las etapas de:

proporcionar un actuador eléctrico biestable (72) asociado con la válvula de entrada (62) de cada uno de los conjuntos de válvulas de control, siendo cada actuador controlable independientemente para conmutar la válvula de entrada respectiva entre sus configuraciones abierta y cerrada, y

accionar selectivamente cada actuador biestable de modo que inyecte gas en la tubería a una velocidad combinada deseada.

10. Un método de acuerdo con la reivindicación 9, que incluye la etapa adicional de:

monitorizar el caudal de salida de la tubería (10) , y ajustar la tasa de inyección de gas en la tubería como respuesta al caudal de salida monitorizado.

11. Un método para controlar la extracción de petróleo crudo a través de tuberías múltiples, que comprende llevar a cabo las etapas de la reivindicación 9 en relación con cada tubo (10) ; monitorizar el caudal de salida de cada tubería; y ajustar la tasa de inyección de gas en al menos una tubería como respuesta a los caudales de salida monitorizados.