Dispositivos de control de la inyección de gas y métodos de operación de los mismos.

Un dispositivo de control de inyección de gas (50, 200) para despliegue en un pozo de sondeo a fin de controlar la inyección de gas en un tubo (10) que contiene petróleo crudo para elevar el petróleo hacia arriba del tubo,

que comprende un alojamiento (49, 206), y al menos dos disposiciones de válvula de control dentro del alojamiento, teniendo cada disposición:

una entrada (76) para recibir gas desde una fuente presurizada;

una salida (80) para suministrar gas presurizado para inyección en dicho tubo;

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

un accionador (72) asociado con la válvula de entrada, siendo cada accionador controlable independientemente para cambiar la válvula de entrada respectiva entre sus configuraciones abierta y cerrada, caracterizado porque cada disposición de válvula de control incluye un limitador de flujo amovible (82, 210) en su salida.

Dispositivos de control de la inyección de gas y métodos de operación de los mismos.

Campo de la Invención

La presente invención se refiere a dispositivos de control de la inyección de gas, particularmente para despliegue en un pozo de sondeo a fin de controlar la inyección de gas en un tubo o tubería para elevar un líquido hacia arriba del tubo, tal como petróleo crudo por ejemplo.

Antecedentes de la Invención

WO-A-OO/75484 describe un aparato y método para controlar el flujo de fluido en un pozo de sondeo. El mismo proporciona un mandril de bolsa lateral provisto de una válvula para controlar el flujo de fluido desde el exterior del mandril a la tubería.

En las técnicas conocidas de extracción de petróleo, se inyecta gas en un tubo de petróleo crudo para elevar el petróleo hacia arriba del tubo cuando la presión del yacimiento de petróleo propiamente dicho es insuficiente para hacerlo así, o para aumentar adicionalmente el caudal de petróleo. A esta técnica se hace referencia a menudo como "elevación por gas". El gas presurizado se suministra al anillo entre el entubado exterior del pozo de sondeo y la cadena de tubos de producción interna y se inyecta en la base de la columna de líquido en la cadena de tubos a través de una válvula de elevación por gas en el fondo del pozo. El efecto es airear el petróleo crudo reduciendo su densidad y causando que la mezcla gas-petróleo resultante ascienda por la tubería.

Una forma conocida de configuración de pozos de petróleo con elevación por gas se representa esquemáticamente en la Figura 1. El gas presurizado es suministrado por una estación de compresión 2 a un distribuidor de gas de inyección 4. El distribuidor divide el suministro de gas en cuatro alimentaciones separadas para pozos respectivos 6. Cada pozo incluye una entubado 8 exterior de pozo de sondeo que rodea una cadena de tubos de producción interna o tubería 10. El gas se alimenta al anillo 12 definido entre el entubado y la cadena de tubos. El gas se inyecta luego en la cadena de tubos próximo a su base por una válvula de elevación de gas 14.

El petróleo crudo 16 es aspirado hacia arriba por la cadena de tubos y se mezcla con el gas inyectado a medida que la mezcla se eleva hacia arriba. La mezcla se alimenta fuera de la cabeza del pozo 16 a un distribuidor de producción 18 donde la misma se combina con los suministros de los otros pozos 6. La mezcla combinada se alimenta a un separador gas/petróleo 20. En éste, el gas inyectado se separa del petróleo y se alimenta a la extracción de compresión 2 para recompresión y reinyección. El petróleo extraído se conduce al almacenamiento 22, antes de suministrarlo hacia delante por la tubería 24.

La cantidad de gas a inyectar en un pozo particular para maximizar la producción de petróleo varía con arreglo a varios factores, tales como las condiciones y geometrías del pozo. La tasa de producción de líquido variará también dependiendo de la viscosidad del líquido extraído y la localización geográfica del pozo propiamente dicho. Un gráfico que ¡lustra una relación típica entre tasa de inyección de gas y tasa de producción de líquido se muestra en la Figura

2. A esta forma de gráfico se hace referencia normalmente como una "curva de eficiencia de elevación por gas", y se genera sobre la base de una presión de inyección constante del gas. Una cantidad excesiva o demasiado pequeña de gas inyectado dará como resultado desviación respecto al estado de producción más eficiente. La finalidad primaria de la optimización es asegurar que el gas de elevación se aplica a cada pozo individual a una tasa que consigue la producción máxima del campo, al tiempo que se minimiza el consumo de gas comprimido. En el ejemplo representado, la tasa de producción está optimizada a una tasa de inyección de gas de aproximadamente 25.000 Sm3/d (metros cúbicos estándar por día) (0,9 MMscf/d (millón de pies cúbicos estándar por día)) y el tamaño del orificio de la válvula de inyección de gas se seleccionaría de acuerdo con ello.

En las configuraciones de elevación por gas actuales, la válvula de elevación por gas tiene un diámetro de orificio seleccionado para maximizar la producción de un pozo dado basada en la presión del gas suministrada al pozo. No obstante, si las circunstancias cambian y se desea un caudal de gas diferente para optimizar la producción, es necesario detener la producción antes que el orificio pueda reemplazarse por otro del diámetro deseado. Un procedimiento de "descarga" tiene que llevarse a cabo entonces para reanudar la producción.

La descarga del pozo de sondeo es un proceso laborioso, como será evidente a partir de la exposición siguiente con referencia a las Figuras 3A a 3C. Se utilizan varias válvulas de inyección de gas a fin de proporcionar etapas de presión controlada diferentes para eliminar secuencialmente el fluido estático del anillo durante la iniciación de la elevación por gas. Además de la válvula de la válvula de elevación por gas 14, el orificio representado está provisto de válvulas de descarga 30, 32. Inicialmente, la presión de inyección hace descender el nivel de líquido en el anillo entre el entubado exterior 8 del pozo de sondeo y la cadena de tubos de producción interna 10, lavando el anillo 12 hasta que la válvula 30 queda al descubierto como se muestra en la Figura 3B. En este punto, se inyecta gas en la tubería interior 10 por la válvula 30, reduciendo la presión de la tubería. A medida que disminuye la presión interna de la tubería, desciende también el nivel de líquido en el anillo 12. En el momento en que la válvula 32 queda al descubierto como se muestra en la Figura 3C, se inyecta gas en la tubería interna 10 por la válvula 32 y se cierra la válvula 30. Esto continúa hasta que se completa el proceso de descarga.

En la práctica, las válvulas de descarga y de elevación de gas se proporcionan a menudo en mandriles laterales, como se muestra en la Figura 4. Cada mandril 40 está formado usualmente con la cadena de tubos desplegada en un pozo de sondeo utilizando herramientas de "estimulación" a fin de deformar físicamente la pared lateral de la tubería, lo cual es en sí mismo un procedimiento difícil y que consumo mucho tiempo. Cada válvula 40, 32 y 14 está instalada en un mandril respectivo 40. Un empaquetador 42 está provisto en la base del anillo 12 y actúa como cierre hermético entre la formación de la roca productora de petróleo que circunda el pozo de sondeo, el entubado 8 y la tubería 10 a fin de prevenir que entre gas en la zona de producción.

Para cambiar el tamaño del orificio de la válvula de elevación de gas 14, es necesario terminar la inyección de gas y detener la producción de petróleo. Se utilizan interruptores slick line para cambiar la válvula de elevación de gas y reemplazarla con una que tenga un diámetro de orificio diferente. Para reanudar la inyección de gas, se repite el proceso de descarga.

Se apreciará que cualquier modificación de las configuraciones existentes precisará ser capaz de sobrevivir durante largo tiempo (típicamente 5 a 10 años) en condiciones subterráneas muy severas, a profundidades de aproximadamente 1 km o más. La presión ambiental será muy alta (200 bar o más) y es probable que se experimenten temperaturas altas.

Sumario de la Invención

La presente invención proporciona un dispositivo de control de inyección de gas para despliegue en un pozo de sondeo a fin de controlar la inyección de gas en un tubo que contiene petróleo crudo para elevar el petróleo hacia arriba del tubo, que comprende un alojamiento, y al menos dos disposiciones de válvula de control dentro del alojamiento, teniendo cada disposición:

una entrada para recibir gas desde una fuente presurizada;

una salida para suministrar gas presurizado para inyección en dicho tubo;

una válvula de entrada en un camino de fluido entre la entrada y la salida; y

un accionador asociado con la válvula de entrada, siendo cada accionador controlable independientemente para cambiar la válvula de entrada respectiva entre sus configuraciones abierta y cerrada, en donde cada disposición de válvula de control incluye un limitador de flujo amovible en su salida.

Un dispositivo de este tipo hace posible la variación de la tasa de inyección de gas a una profundidad dada en una cadena de tubos de producción sin necesidad de parar la producción de petróleo. Adicionalmente, la inyección de gas puede activarse y pararse en caso requerido, sin perturbar el entorno del anillo que rodea la cadena de tubos. Esto proporciona sensibilidad operativa que no está disponible en los despliegues de elevación de gas conocidos.

1. Un dispositivo de control de inyección de gas (50, 200) para despliegue en un pozo de sondeo a fin de controlar la Inyección de gas en un tubo (10) que contiene petróleo crudo para elevar el petróleo hacia arriba del tubo, que comprende un alojamiento (49, 206), y al menos dos disposiciones de válvula de control dentro del alojamiento, teniendo cada disposición:

una entrada (76) para recibir gas desde una fuente presurizada;

una salida (80) para suministrar gas presurlzado para inyección en dicho tubo;

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

un accionador (72) asociado con la válvula de entrada, siendo cada accionador controlable independientemente para cambiar la válvula de entrada respectiva entre sus configuraciones abierta y cerrada, caracterizado porque cada disposición de válvula de control incluye un limitador de flujo amovible (82, 210) en su salida.

2.- Un dispositivo de la reivindicación 1, en el que el limitador de flujo es insertable por la vía de una superficie circunferencial exterior del dispositivo de control.

3.- Un dispositivo de la reivindicación 1 o la reivindicación 2, en el que se proporcionan al menos dos disposiciones de válvulas de control que están configuradas para suministrar gas a caudales diferentes uno de otro en sus salidas (80) cuando sus entradas (76) están conectadas a un suministro de gas común.

4.- Un dispositivo de la reivindicación 3, en el que cada una de dos de las disposiciones de válvula de control es una de un par de disposiciones de válvula de control, estando configuradas las disposiciones en cada par para suministrar gas sustanclalmente al mismo caudal en sus salidas (80) cuando sus entradas (76) están conectados a un suministro de gas común.

5.- Un dispositivo de la reivindicación 4 que incluye tres pares de disposiciones de válvulas de control, en el que cada disposición de los pares primero, segundo y tercero está configurada para suministrar aproximadamente 5%, 15% y 30% del caudal máximo del dispositivo, respectivamente.

6.- Un dispositivo de cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el alojamiento (49, 206) tiene una configuración sustanclalmente anular para despliegue alrededor de un tubo (10).

7 - Un dispositivo de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, en el que el dispositivo está dispuesto para acoplarse en uso entre porciones de un tubo (10), y define un camino para el petróleo que se encuentra entre las porciones del tubo.

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

9.- Un dispositivo de cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que cada disposición de válvula de control incluye una válvula de seguridad (60) en el camino de fluido entre su salida (80) y la válvula de entrada (62), estando dispuesta la válvula de seguridad de tal modo que impide que el fluido fluya al interior de la disposición por su salida.

10.- Un dispositivo de cualquiera de las reivindicaciones anteriores que incluye una disposición de válvula de descarga para suministrar selectivamente gas a dicho tubo a un caudal sustancialmente mayor que las disposiciones de válvula de control.

11.- Un método para controlar la inyección de gas en un tubo (10) que contiene petróleo crudo para elevar el petróleo hacia arriba del tubo, que comprende los pasos de:

proporcionar un dispositivo de control de la inyección de gas (50, 200) que comprende un alojamiento (49, 206) y al menos dos disposiciones de válvulas de control dentro del alojamiento, teniendo cada disposición una entrada (76) para recibir gas desde un suministro presurizado, una salida (80) para suministrar gas presurizado para inyección en el interior del tubo, una válvula de entrada (62) en un camino de fluido entre la entrada y la salida, y un accionador (72) asociado con la válvula de entrada, siendo cada accionador controlable independientemente para cambiar la válvula de entrada respectiva entre sus configuraciones abierta y cerrada;

seleccionar un limitador de flujo amovible (82, 210) para cada salida conforme al tamaño de la abertura requerido para la disposición de la válvula de control respectiva;

insertar cada limitador de flujo (82, 210) en la salida respectiva (80);

acoplar la salida (80) de cada disposición al interior del tubo (10);

Y

operar selectivamente cada accionador (72) a fin de inyectar gas en el tubo a una tasa combinada deseada.

12.- Un método de la reivindicación 11, en donde cada limitador de flujo está insertado en la salida respectiva por la vía de una superficie circunferencial exterior del dispositivo.

13.- Un método de la reivindicación 11 ó 12 que incluye los pasos adicionales de: monitorizar el caudal de salida del tubo (10); y

ajustar la tasa de inyección de gas en el tubo en respuesta al caudal de salida monitorizado.

14.- Un método para controlar la extracción de petróleo crudo por tubos múltiples, que comprende realizar los 5 pasos de cualquiera de las reivindicaciones 11 a 13 en relación a cada tubo (10);

monitorizar el caudal de salida de cada tubo; y

ajustar la tasa de inyección de gas en al menos un tubo en respuesta a los caudales de salida monitorizados.