MX2007013439A - Inyeccion de gas de combustion para recuperacion de petroleo pesado. - Google Patents
Inyeccion de gas de combustion para recuperacion de petroleo pesado.Info
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Abstract
La presente invencion proporciona una serie de metodos para la recuperacion termica de gas natural y bitumen a partir de una formacion que contiene a este ultimo. Por lo general, los metodos incorporan una serie de tecnologias ya existentes, pero que no se habian combinado anteriormente. Se inyecta en la formacion un gas residual de la combustion modificado, que proviene de los generadores de vapor convencionalmente utilizados en una operacion de recuperacion tipo drenado por gravedad asistido por vapor (SAGD), para mejorar la recuperacion con los fluidos producidos, el gas natural y el bitumen, entre otros, se procesa ulteriormente. La inyeccion del gas residual de la combustion se desecha convenientemente y posteriormente actua para volver a presurizar la formacion que de otra manera quedaria despresurizada cuando se agote el gas natural. En consecuencia, se obtienen ventajas ambientales y economicas con este metodo.
Description
INYECCIÓN DE GAS DE COMBUSTIÓN PARA RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO PESADO
CAMPO TÉCNICO La presente invención se relaciona con la recuperación térmica de valores a partir de una formación subterránea utilizando la inyección de gas de combustión en la formación.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN En la industria del petróleo pesado, existe una amplia gama de clasificaciones atribuibles al petróleo. Las clases se basan esencialmente en la viscosidad y densidad del material y en términos generales se dividen de la siguiente manera: i) Petróleo pesado/mediano 25°> °API> 18° 100 cPs >µ> 10 cPs, móvil en condiciones del yacimiento ii) Petróleo extrapesado 20°> °API> 12° 10,000 cPs >µ> 100 cPs, se requieren técnicas de mejoramiento de la producción incluyendo estimulación del yacimiento, por ejemplo, inundación térmica con agua/solvente.
52-465 iii) Arenas petrolíferas y bitumen 12°> °API > 6°, se requiere estimulación térmica o por minas µ> 10,000 cPs, se requieren técnicas de mejoramiento de la producción, entre las que se incluyen, la estimulación del yacimiento, por ejemplo, inyección térmica o térmica/de solventes. En vista del valor reconocido de vastas reservas de petróleo pesado y bitumen potencialmente disponibles en Canadá, América Central, Rusia, China y otros sitios del mundo, han salido a la luz una espléndida y diversa gama de técnicas de extracción y manipulación. Actualmente, los yacimientos existentes de bitumen y petróleo extrapesado son explotados utilizando mejores técnicas de recuperación térmica, lo que da como resultado una eficiencia de la recuperación en el intervalo entre 20 y 25%. La técnica térmica más común es inyección de vapor donde la entalpia térmica del vapor se transfiere al petróleo por condensación. Esto, naturalmente, reduce la viscosidad del petróleo permitiendo el drenaje y recolección por gravedad. La inyección puede lograrse por la bien conocida simulación de vapor cíclico ( Cyclic Steam
Simula tion o CSS) , inyección cíclica de vapor y drenado por gravedad asistido por vapor (SAGD, Steam Assisted Gravi ty Drainage) .
Aún cuando el SAGD está empezando a ser ampliamente empleado, no deja de tener varias desventajas con relación a la eficiencia. Un área que presente costos significativos es el combustible para accionar los generadores de vapor a fin de producir el vapor para la inyección. El combustible más deseable es el gas natural, pero el gas reduce enormemente la eficiencia general y este problema se agrava con el hecho de que se liberan gases de efecto invernadero (GHG, green house gas) en diversas cantidades durante la operación de generadores de vapor utilizando todos los tipos de combustibles hidrocarburos. Como ejemplo, se generan aproximadamente 8,000 a 15,000 toneladas diarias de dióxido de carbón al producir vapor de inyección y producir 100,000 BOPD (barréis of oil per day, barriles de petróleo por dia) de bitumen. Otro problema adicional en el proceso SAGD es el mejoramiento que se requiere en el producto producido para mejorar su valor. Como se mencionó brevemente arriba, otro factor que afecta al SAGD es la limitación en la eficiencia de la recuperación. En un intento por mejorar algunas de las limitaciones mencionadas, se ha propuesto el uso de combustibles alternativos diferentes del gas natural para al menos reducir el impacto cada vez mayor del gas natural.
Un ejemplo de un combustible adecuado para usarse en una operación SAGD se explica en la Patente de los Estados Unidos No. 6,530,965, emitida a Warchol el 11 de marzo de 2003. El documento enseña la formación de residuos predispersados en una matriz acuosa que puede usarse como un combustible alterno. Considerando los problemas con las tecnologías existentes, sigue siendo deseable tener un método para mejorar la eficiencia en una operación SAGD, reduciendo la formación de cantidades excesivas de GHG y reduciendo los costos al proporcionar un combustible alterno con el desempeño térmico del gas natural. La presente invención combina todas las características y ventajas más deseables que se han mencionado con un proceso ecológico de alto rendimiento y energéticamente eficiente.
DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Un aspecto de la presente invención es proporcionar un proceso de recuperación térmica mejorado con una mejor eficiencia. Otro aspecto de una modalidad es proporcionar un método para recuperar petróleo pesado y bitumen de una formación subterránea que contenga petróleo pesado y bitumen, el método comprende: proporcionar un combustible;
quemar el combustible en un circuito de recirculación de los gases de combustión para producir un gas de combustión para su inyección en la formación; e inyectar el gas de combustión de inyección en la formación a fin de desplazar el petróleo pesado y el bitumen. Otro aspecto más de una modalidad de la presente invención es proporcionar un método para recuperar petróleo pesado y bitumen de una formación subterránea que contenga petróleo pesado y bitumen, el método comprende: proporcionar un combustible; quemar el combustible en un circuito de recirculación de gases de combustión para producir un gas de combustión para su inyección en la formación; e inyectar el gas de combustión en la formación a fin de desplazar el petróleo pesado, el bitumen y el gas natural. Además otro aspecto de una modalidad de la presente invención es proporcionar un método para recuperar gas y bitumen a partir de por lo menos uno de una formación de drenado por gravedad asistido por vapor que contenga gas sobre bitumen dentro del volumen de la formación y/o de una formación geográficamente próxima, el método comprende: proporcionar un circuito de recirculación de gas de combustión para producir un gas de combustión; inyectar el gas de combustión modificado dentro del volumen a una presión suficiente para desplazar el gas sobre el bitumen y para desplazar el bitumen desde dentro de la formación; recuperar el gas y el bitumen desplazados; y mantener la presión o presurizar nuevamente el volumen con el gas de combustión modificado a una presión prácticamente similar a una presión anterior a la inyección del gas de combustión modificado . Aún otro aspecto de una modalidad de la presente invención es proporcionar un método para recuperar gas y bitumen a partir de de por lo menos uno de una formación de drenado por gravedad asistido por vapor que contenga gas sobre bitumen dentro del volumen de la formación y de una formación geográficamente próxima, el método comprende: una fase de generación de vapor para generar vapor para su inyección en la formación; una fase de recirculación de gas de combustión para modificar el gas de combustión para su inyección en la formación; una fase de inyección para inyectar en la formación el gas de combustión modificado para desplazar el gas sobre el bitumen y mantener la presión o volver a presurizar la formación; y una fase de procesamiento para procesar el gas producido y desplazado asi como el liquido liberado en la fase de inyección. Otras características y ventajas de la presente invención se harán evidentes a partir de la siguiente descripción detallada, en combinación con las figuras que se anexan.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS La Figura 1 es una ilustración esquemática de la metodología genérica de conformidad con una modalidad; La Figura 2 es una ilustración esquemática más detallada de la Figura 1; La Figura 3 es una ilustración gráfica de los requisitos de oxígeno para el enriquecimiento de dióxido de carbono de gas de combustión en base seca; La Figura 4 es una ilustración gráfica de los requisitos de oxígeno para el enriquecimiento de dióxido de carbono de gas de combustión en una base húmeda; La Figura 5 es una ilustración esquemática de la producción de vapor de gas natural en un ambiente SAGD; La Figura 6 es una ilustración esquemática de la producción de vapor de combustible de emulsión o de bitumen en un ambiente SAGD; La Figura 7 es una ilustración esquemática de la producción de vapor de combustible de emulsión de residuo en un ambiente de SAGD; La Figura 8 es una ilustración esquemática de una operación de compresión de gas de combustión con cogeneración; y La Figura 9 es una ilustración esquemática de una operación de generación de energía eléctrica con cogeneración.
En la descripción se utilizan números similares para indicar elementos similares.
APLICACIÓN INDUSTRIAL La tecnología es aplicable en el campo de recuperación de hidrocarburo.
PREFACIO A menos que se indique otra cosa, el término SAGD se refiere al drenado por gravedad asistido por vapor, el término SYNGAS se refiere a gas sintético, el término OTSG se refiere a una vez por generación de vapor, el término CHG se refiere a gas de efecto invernadero, el término BOPD se refiere a barriles de petróleo por día, el término COGEN se refiere a una producción combinada de generación eléctrica o de servicios de compresión con recuperación de calor y generación de vapor, el término HRSG se refiere a un generador de vapor con recuperación térmica de calor, y el término "petróleo pesado" engloba petróleo pesado, petróleo extrapesado y bitumen tal como se entiende en la tecnología .
LA MEJOR MANERA DE LLEVAR A CABO LA INVENCIÓN En la Figura 1 se muestra una ilustración esquemática de una modalidad de la presente invención. El número 10 denota en general el proceso completo. Una mezcla de aire, combustible y oxigeno combinada con una corriente de Recirculación de Gas de Combustión ( Fl ue Gas Recircula tion o FGR) se alimenta a un sistema de generación de vapor (12) para generar vapor (16) y gas de combustión (35). La mezcla de aire, combustible, oxígeno y FGR se selecciona para crear un gas de combustión enriquecido (35) para optimizar la recuperación de gas y petróleo pesado desde dentro de una formación que los contiene, lo cual se explica con mayor detalle en la presente descripción más adelante . El combustible (20), contenido en la mezcla de aire u oxígeno, puede seleccionarse de entre cualquier combustible de hidrocarburos adecuado, de los cuales algunos ejemplos no limitantes incluyen gas natural, bitumen, petróleo de combustible, petróleo pesado, residuos, combustible emulsificado, residuo atomizado superfino multifásico (MSAR, una marca comercial de Quadrise Canadá Fuel Systems), asfáltenos, coque de petróleo, carbón y combinaciones de los mismos. El gas residual de combustión (35) que proviene del sistema (12) se trata o modifica en una operación de tratamiento (14) antes de su inyección en una formación. Este gas de combustión puede contener numerosos compuestos gaseosos incluyendo dióxido de carbono, monóxido de
52-465 carbono, nitrógeno, óxidos de nitrógeno, hidrógeno, dióxido de azufre, gas sintético, entre otros. En condiciones de combustión de exceso de oxígeno, donde los niveles de oxígeno están presentes en el gas de combustión (35), el gas de combustión (35) contendrá principalmente dióxido de carbono, nitrógeno y vapor de agua. El gas de inyección tratado (45) se inyecta en las formaciones de gas y petróleo pesado indicadas genéricamente con el número (18) que se muestran en el ejemplo como una formación SAGD (Drenado por Gravedad Asistido por Vapor) . Como se sabe, esta técnica implica el uso de vapor para ayudar a reducir la viscosidad de hidrocarburos viscosos para facilitar su movilidad. Estas formaciones contienen también gas natural, bitumen y una variedad de otros hidrocarburos que tienen valor, pero que eran económicamente marginales o físicamente imposibles de recuperar. El vapor (16) del sistema (12) se introduce en la formación (18), tal como se ilustra. El gas en la formación (18) ahora se hace recuperable de una manera eficiente en vista del circuito de gas de combustión en combinación con la inyección del gas de combustión modificado (45) . La unión de estas operaciones da como resultado el éxito del método de la presente invención. Como ventajas, las técnicas aquí indicadas pueden aplicarse no sólo a formaciones gas sobre
52-465 bitumen, sino también a formaciones geográficamente próximas que contenga gas, bitumen o una combinación de los mismos. Como un ejemplo no limitante, formaciones desplazadas lateral o verticalmente también pueden explotarse. Esto se muestra en general en la Figura 1 y se indica con el número (18') . Se puede inyectar gas de combustión en (18') a (45'). Los beneficios de esta tecnología inmediata también se aplican a cámaras de SAGD abandonadas o para una purga donde puede inyectarse gas de combustión no solamente para mantener la recuperación de petróleo pesado, sino también para desplazar el petróleo pesado. El gas natural (25) desplazado desde la formación (18) se recoge y puede someterse a operaciones unitarias adicionales o una porción puede recircularse en el sistema como combustible para la generación de vapor. Este último paso no se muestra en la Figura 1, pero está dentro del conocimiento de una persona experta . Los fluidos de producción movilizados, que contienen bitumen indicado con el número (22), se someten entonces a una operación de tratamiento de petróleo (24) donde el bitumen (26) se procesa para eliminar el agua arrastrada a fin de producir un producto vendible. El agua producida (26) se trata además en una unidad adecuada de tratamiento de agua (28) para eliminar el bitumen,
52-465 componentes de dureza, sílica y cualesquiera otros compuestos indeseables haciendo que el agua sea adecuada para agua de alimentación de calderas (30) . Cualquier operación de tratamiento de agua adecuada puede utilizarse para lograr el resultado deseado. El agua para alimentación de calderas (30) puede entonces recircularse al sistema
(12) para la producción de vapor (16), de esta manera se reducen la demandas de agua en el proceso para el aumento de eficiencia. Además, el agua que resulta de la operación del tratamiento del gas residual de la combustión, que está representada con el número (52), puede recircularse en el punto (28), también para aumentar la eficiencia. Habiendo discutido en forma general el proceso completo, pueden verse numerosas ventajas atribuibles al proceso. Éstas incluyen: i) una eliminación eficiente y segura para el medio ambiente del dañino gas de combustión; ii) una recuperación mejorada del gas a partir de la formación; iii) una operación mejorada de recuperación térmica para producir más bitumen por unidad de vapor; iv) inhibición del dióxido de carbono para reducir las emisiones de CHG; v) reemplazo volumétrico dentro de la formación; y
52-465 vi) cualquier combinación de estas características . Refiriéndonos ahora a la Figura 2, se muestra un diagrama esquemático más detallado del proceso de conformidad con una modalidad. En la modalidad que se muestra, se proporciona una unidad separadora de aire (40) para separación gaseosa antes de la inyección de combustible y oxígeno al sistema de generación de vapor (12). Opcionalmente, se proporciona un circuito de recirculación de gas de combustión ( Flue Gas Recircula tion o FGR) para el sistema (12) . La recirculación del gas de combustión es útil para reducir la temperatura de la zona de combustión en el sistema (12) a fin de mantener un desempeño compatible con el generador de vapor para todo el intervalo de entrada de oxigeno contra aire de combustión utilizado en el proceso de generación de vapor. Sin la recirculación del gas de combustión (FGR) para niveles más elevados de oxígeno, la temperatura del generador de calor excedería las limitaciones de diseño de los generadores de vapor. El gas de combustión que sale del circuito se procesa en la unidad de tratamiento (14), donde se le somete a eliminación de materia particulada, tales como la precipitación electrostática o sistema de filtros de manga (44), con la ceniza que se descarga en el punto (46). El gas así tratado se enfría rápidamente una vez más antes de
52-465 comprimirse en el punto (48) y se deshidrata aún más en el punto (50). El agua (52) de la operación puede circularse a la unidad de tratamiento de agua (28) o a la fase de formulación de MSAR (70) que se explica más adelante. El gas secundario resultante del punto (14), si es que se produce, puede separarse y recuperarse del gas de combustión y utilizarse para otras operaciones, por ejemplo, combustible de CO para hornos de procesamiento de o calderas, S02 para ventas comerciales o suministros de hidrógeno H2 para el refinamiento del bitumen. En este ejemplo, el bitumen que sale del tratamiento del petróleo (24) puede procesarse en un mejorador parcial o total (56) con bitumen o crudo sintético parcialmente mejorado que se esté descargando en el punto (58) y una mezcla de hidrocarburos, que consiste en bitumen, residuos, asfáltenos, coque, etc., podria procesarse adicionalmente en el MSAR, un combustible eficiente que se explica a detalle en la Patente de los Estados Unidos No. 6,530,965, comprende esencialmente un residuo predispersado en una matriz acuosa lo cual reduce enormemente los costos de combustible para operar el sistema de generación de vapor. Tradicionalmente, esto último se hacía con gas natural, cuyo costo excede por mucho el costo involucrado con el uso del MSAR. Como una opción, el combustible puede suplantarse o aumentarse
52-465 mediante aquellos combustibles que se enseñaron previamente . Las Figuras 3 y 4 ilustran gráficamente los requisitos de oxígeno para el enriquecimiento con dióxido de carbono del gas de combustión en una base seca y húmeda, respectivamente. Al introducir oxígeno puro a la operación de generación de vapor, el gas de combustión (35) contendrá menos nitrógeno por una cantidad fija de dióxido de carbono. Por lo cual, conforme se reduce el volumen de gas de combustión, se- incrdenta la concentración de dióxido de carbono en el gas tratado por inyección (45) . Por ejemplo, en una base seca con referencia a la Figura 3, al aproximarse al nivel de oxigeno utilizado al 100% (0% de aire de combustión) , entonces la composición del gas de combustión tratado se acerca a casi 100% de C02 incluyendo compuestos menores de monóxido de carbono, dióxido de azufre, dióxido de nitrógeno, etc. La Figura 3 representa la composición primaria del gas de inyección tratado (45). Refriéndonos a la Figura 4, se ilustra gráficamente la composición primaria de la corriente de gas de combustión (35) antes del tratamiento del gas de combustión en el punto (14) . La Figura 5 es una ilustración esquemática del circuito de producción de vapor de gas natural. En el ejemplo, por lo menos una porción del gas natural
52-465 desplazado (20) puede hacerse recircular en forma de combustible para accionar el sistema de generación de vapor (12) . Esto se indica con el número (60) . El gas de combustión de inyección enriquecido, que puede adaptarse para que contenga entre 30% y 50% de nitrógeno y entre 70% y 50% de dióxido de carbono, se inyecta para desplazar a los fluidos producidos, bitumen, gas natural, agua, etc. procesados para su refinamiento en el punto (62). La elección de las operaciones que se llevan a cabo en el punto (62) dependerá de los productos deseados. El agua recuperada (52) de la unidad de tratamiento de gas de combustión (14) puede recircularse al punto ( 62) . En la Figura 6, se muestra una variación más del proceso donde se logra la generación de vapor utilizando un combustible líquido alterno, en el ejemplo se muestra un combustible de bitumen o de petróleo pesado, o alternativamente, el bitumen o petróleo pesado se transforma en un combustible de emulsión. En este caso, el bitumen procesado que sale de la planta de tratamiento central (62) en la linea (66) puede desviarse en términos de una porción del material solamente en la línea (68) directamente como aceite de combustible pesado o alternativamente, dirigirse a una unidad de emulsión para generar un combustible alterno. La etapa de la unidad de
52-465 emulsión se indica con el número (70). Una cantidad adicional del agua recuperada y circulada en el punto (52) puede desviarse e introducirse en la unidad (70) a través de la linea (72) . En la unidad de combustible de emulsión, se añaden productos químicos adecuados al material de bitumen (agentes surfactantes, etc.) a fin de generar el combustible alterno. En este punto, una vez formulado, el combustible alterno que sale de la unidad en el punto (74) puede introducirse como combustible para accionar el sistema de generación de vapor (12). La alimentación de gas natural proveniente del gas desplazado en la formulación (18) utilizado como combustible cesa y el proceso no agota ningún volumen adicional de gas natural. De esta manera, una vez que la unidad de emulsión es operacional y está estabilizada, el proceso simplemente depende del combustible alterno que genera por sí mismo. En la Figura 7 se muestra una variación más en el arreglo mostrado en la Figura 6 donde se muestra un mejorador de bitumen (76) añadido a la operación unitaria de la planta de tratamiento central. De esta manera, los materiales que salen de la planta de tratamiento central
(66) se mejoran en el mejorador (76) para formular el residuo pesado que sale en el punto (80) el cual puede entonces formularse en un combustible alterno emulsificado e introducirlo en el sistema de vapor (12) según lo
52-465 mencionado con respecto a la Figura 6. Se pueden obtener beneficios posteriores en el refinación de la calidad del bitumen a petróleo desasfaltado o a petróleo crudo sintético . Haciendo referencia a la Figura 8, en donde se emplea una modalidad de la presente invención en combinación con una planta de cogeneración de gas convencional (COGEN, conventional gas cogenera tion ) (600) para mejorar la operación global de recuperación térmica de petróleos pesados. Exclusivamente, cuando la modalidad actual se combina, los generadores de vapor (12), como se describió anteriormente, puede equiparse adecuadamente con un generador de vapor de recuperación de calor (HRSG) COGEN para producir el vapor total de inyección requerido y proporcionar la energía requerida para reaccionar los compresores de gas de combustión tratados para inyección. La Figura 9 ilustra una modalidad adicional mediante la cual los generadores de vapor (12) se combinan con una planta COGEN 600 para generar energia eléctrica. La energía eléctrica generada puede utilizarse para accionar los compresores de gas de combustión tratado y energiza toda la instalación (10) para hacerla autosuficiente en energía .
52-465
Claims (1)
- REIVINDICACIONES 1. Un método para recuperar petróleo pesado y bitumen de una formación subterránea que contenga petróleo pesado y bitumen, el método comprende: proporcionar un combustible; quemar dicho combustible en un circuito de recirculación de gas de combustión para producir un gas de combustión para inyección en dicha formación; e inyectar dicho gas de combustión en dicha formación para desplazar el petróleo pesado y bitumen; y represurizar dicha formación con dicho gas de combustión a una presión prácticamente similar, a una presión previa a la inyección de dicho gas de combustión. 2. El método según la reivindicación 1, en donde el combustible es un combustible fósil. 3. El método según la reivindicación 2, en donde el combustible se selecciona del grupo que consiste en gas natural, bitumen, petróleo combustible, petróleo pesado, residuos, combustible emulsificado, residuo atomizado superfino multifásico, asfáltenos, coque de petróleo, carbón y combinaciones de los mismos. 4. El método según las reivindicaciones 1 a 3, en donde el combustible se quema en un generador de vapor con oxígeno y aire. 5. El método según las reivindicaciones 1 a 4, 52-465 que incluye además el paso de modificación del gas de combustión antes de su inyección en la formación. 6. El método según la reivindicación 5, que incluye la eliminación del gas subproducto generado durante el paso de modificación. 7. El método según la reivindicación 6, en donde el gas subproducto incluye por lo menos a uno de los siguientes: hidrógeno, monóxido de carbono, nitrógeno, óxidos de nitrógeno, óxidos de azufre y dióxido de carbono. 8. El método según cualquiera de las reivindicaciones 5 a 7, que incluye la eliminación de cenizas particuladas. 9. El método según cualquiera de las reivindicaciones 5 a 8, en donde el paso de modificar el gas de combustión comprende operaciones unitarias que incluyen la desparticulación, enfriamiento brusco, la compresión y la deshidratación. 10. El método según cualquiera de las reivindicaciones 5 a 9, donde el gas de combustión modificado se inyecta en la formación para represurizar la formación y liberar gas natural dentro de la formación. 11. El método según la reivindicación 10, en donde se desplaza petróleo pesado de la formación durante la represurización. 12. El método según la reivindicación 11, que 52-465 incluye además el paso de modificación del petróleo pesado desplazado con operaciones unitarias de refinamiento. 13. El método según la reivindicación 12, en donde estas operaciones unitarias de refinamiento incluyen la eliminación de agua del petróleo desplazado de la formación. 14. El método según la reivindicación 13, en donde por lo menos una porción del agua eliminada se recircula hacia el generador de vapor. 15. El método según cualquiera de las reivindicaciones 12 a 14, en donde por lo menos una porción del residuo del petróleo pesado refinado se convierte en un residuo atomizado superfino multifásico para usarlo como combustible de combustión. 16. Un método para recuperar gas y bitumen de entre al menos uno de los siguientes: una formación de drenado por gravedad asistido por vapor que contenga gas sobre bitumen dentro del volumen de la formación y de una formación geográficamente próxima, el método comprende: proporcionar un circuito de recirculación de gas de combustión para producir gas de combustión modificado; inyectar el gas de combustión modificado dentro del volumen a una presión suficiente para desplazar el gas sobre el bitumen, y desplazar el bitumen desde dentro de la formación; 52-465 recuperar el gas y el bitumen desplazado; y represurizar o mantener la presión del volumen con el gas de combustión modificado a una presión prácticamente similar a la presión anterior a la inyección del gas de combustión modificado. 17. El método según la reivindicación 16, en donde el gas desplazado comprende gas natural que no está en contacto geológico directo con el bitumen. 18. El método según la reivindicación 16 ó 17, que incluye además el paso de formación de una composición del gas de combustión modificado para maximizar el volumen del gas desplazado. 19. El método según cualquiera de las reivindicaciones 16 a 18, en donde luego de la recuperación del gas desplazado, se continúa la inyección de gas de combustión modificado a una presión prácticamente similar a las presiones geológicas originales para inhibir aún más los gases de efecto invernadero (GHG) . 20. El método según la reivindicación 18 ó 19, en donde el paso de formación de una composición del gas de combustión modificado incluye mantener una concentración de oxigeno en el gas de combustión modificado de entre el grupo que consiste en exceso, estequiométrico y subestequiométrico . 21. El método según cualquiera de las 52-465 reivindicaciones 18 a 20, en donde la composición del gas de combustión modificado comprende entre 0% y 79% en volumen de nitrógeno. 22. El método según cualquiera de las reivindicaciones 16 a 21, que incluye además el paso de generar un gas subproducto de dicho gas de combustión modificado . 23. El método según la reivindicación 22, en donde el gas subproducto incluye por lo menos a uno de los siguientes: hidrógeno, monóxido de carbono, nitrógeno, óxidos de nitrógeno, óxidos de azufre y dióxido de carbono. 24. El método según cualquiera de las reivindicaciones 16 a 23, en donde el circuito de recirculación de gas de combustión se alimenta con un combustible de hidrocarburo seleccionado de entre el grupo que comprende gas natural, petróleo combustible, petróleo pesado, bitumen, residuos, residuo de vacío, combustible emulsificado, residuo atomizado superfino multifásico, asfáltenos, coque de petróleo, carbón y las combinaciones de los mismos. 25. Un método para recuperar gas y bitumen de entre al menos uno de los siguientes: una formación de drenado por gravedad asistido por vapor que contenga gas sobre bitumen dentro del volumen de la formación, y de una formación geográficamente próxima, el método comprende: 52-465 una fase de generación de vapor para generar vapor para su inyección en la formación; una fase de recirculación de gas de combustión para modificar el gas de combustión para su inyección en la formación; una fase de inyección para inyectar el gas de combustión modificado en la formación para desplazar gas sobre el bitumen y mantener la presión de la formación o represurizar a la misma; y una fase de procesamiento para procesar el gas desplazado producido y liquido liberado de la fase de inyección.
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