MX2008010950A

MX2008010950A - Proceso de combustion mejorado en sitio para campo petrolifero.

Info

Publication number: MX2008010950A
Application number: MX2008010950A
Authority: MX
Inventors: Conrad Ayasse
Original assignee: Archon Tecnologies Ltd
Priority date: 2006-02-27
Filing date: 2007-02-27
Publication date: 2009-01-23
Also published as: BRPI0707035A2; GB0817717D0; CA2579854A1; CN101427005A; CO6190566A2; CN101427005B; RU2415260C2; US7493952B2; CA2579854C; GB2450442A; GB2450442B; TR200809048T1; NO20084085L; RU2008138384A; US20060207762A1; WO2007095763A1

Abstract

Un proceso para lograr una seguridad y productividad mejorada cuando se dedica a la recuperación del petróleo de una reserva subterránea por medio del proceso de combustión en sitio patentado "toe-to-heel", empleando un pozo de producción horizontal. Se inyecta dióxido de carbono en el reservorio que actúa como un solvente gaseoso, para mejorar la recuperación en un proceso de recuperación de la combustión en sitio, vía un pozo de inyección, un pozo horizontal o ambos.

Description

PROCESO DE COMBUSTIÓN EN SITIO DE CAMPO PETROLÍFERO MEJORADO CAMPO DE LA INVENCIÓN Esta invención se relaciona con un proceso para obtener una segundad y productividad mejorada cuando se dedica a la recuperación del petróleo de una reserva subterránea por un proceso de combustión en sitio, por el proceso "toe to heel" empleando un pozo de producción horizontal tal y como se divulga en las Patentes de E.U.A. números 5,626,191 y 6,412,557. Más especialmente se relaciona con un proceso de combustión en sitio, en el cual se inyecta un gas no oxidante, a saber, dióxido de carbono que actúa como un solvente gaseoso, en el reservorio para mejorar la recuperación en un proceso de recuperación de la combustión en sitio.

DE LA INVENCIÓN Las Patentes de E.U.A. números 5,626,191 y 6,412,557 que se incorporan aquí en su totalidad, revelan los procesos de combustión en sitio para producir petróleo de un reservorio subterráneo de petróleo (100) utilizando un pozo de inyección (102) colocado relativamente alto en un reservorio de petróleo (100) y un pozo de producción (103-106) concluido relativamente bajo en el reservorio (100). El pozo de producción tiene una pierna horizontal (107) orientada generalmente perpendicular a un frente de combustión generalmente lineal y lateralmente se extiende derecha propagada desde el pozo de inyección (102). La pierna (107) está posicionada en el paso del frente de combustión que avanza. Se inyecta aire u otro gas oxidante como el aire enriquecido con oxígeno, a través de los pozos 02 que pueden ser pozos verticales, pozos horizontales o combinaciones de dichos pozos. El proceso de la Patente de E.U.A. 5,626,191 se llama "THAI ™ un acrónimo para la inyección de aire "toe to heel" y el proceso de la Patente de E.U.A. 6,412,557 se denomina "CAPRI™" las marcas las tiene Archon Technologies Ltd., una subsidiaria de Petroban Energy and Resources Ltd., Calgary, Alberta, Canadá.

La Inyección de Aire de Alta Presión, HPAI, es un proceso de combustión en sitio que se aplica a reservorios apretados que contienen petróleo ligero. En estos reservorios, un líquido como el agua no puede ser inyectado eficientemente debido a la baja permeabilidad del reservorio. Se inyecta aire a la parte superior del reservorio y el petróleo se drena en un pozo horizontal colocado bajo en el reservorio. El proceso da algo de calor por la oxidación del petróleo a baja temperatura, lo que es más importante, proporciona el mantenimiento de la presión para posibilitar altas aplicar este proceso en cualquier reservorio que a las condiciones del reservorio. tfs preocupa a segur a e los procesos THAI ™ y CAPRI ™ respecto de la entrada del oxígeno en el pozo horizontal lo que provocaría la quema del petróleo en el pozo y temperaturas extremadamente altas que podrían destruir el pozo. Este avance del oxígeno no ocurrirá si se mantienen bajas las tasas de inyección, sin embargo, las tasas altas de inyección son muy deseables con el fin de mantener una alta tasa de producción del petróleo y un alto flujo del oxígeno, en el frente de combustión. Se sabe que un alto flujo de oxígeno que mantiene la combustión en el modo de oxidación a alta temperatura (HTO), logra temperaturas de más de 350° C y hace una combustión del combustible reduciéndolo substancialmente a dióxido de carbono. A bajo flujo de oxígeno, ocurre una baja temperatura de oxidación (LTO), y las temperaturas no exceden 350° C. En el modo LTO el oxígeno se incorpora en las moléculas orgánicas, formando compuestos polares que estabilizan el agua de desperdicio-emulsiones de petróleo y acelera la corrosión debido a la formación de ácidos carboxílicos. En conclusión, el uso de tasas de inyección relativamente bajas en oxidantes no es un método aceptable para impedir la combustión en el pozo horizontal.

Lo que se necesita es uno o más métodos para aumentar la tasa de inyección de gas de oxígeno en el pozo horizontal. La presente Los procesos THAI ™ y CAPRI ™ dependen de dos fuerzas para mover el petróleo, agua y combustión de gases en el pozo horizontal para transferirlos a la superficie. Estos son los drenajes por gravedad y la presión. Los líquidos principalmente el petróleo drenan en el pozo bajo la fuerza de la gravedad ya que el pozo está colocado en la región más baja del reservorio. Tanto los líquidos como los gases fluyen hacia abajo en el pozo horizontal bajo la presión graduada que se establece entre el reservorio y el pozo.

Durante la fase de precalentamiento del reservorio, o del proceso de arranque, el vapor está circulando en el pozo horizontal a través de un tubo que se extiende hacia la punta del pozo. El vapor fluye hacia atrás, a la superficie a través del espacio anular de la cubierta. Este procedimiento es imperativo en los reservónos de betún debido al petróleo frío que puede entrar al pozo y sería muy viscoso y fluiría poco, posiblemente perforando el pozo. Se hace circular el vapor a través del pozo inyector y también es inyectado en el reservorio en la región entre el pozo inyector y la punta de los pozos horizontales para calentar el petróleo e incrementar su movilidad antes de iniciar la inyección del gas oxidante en el reservono.

Las Patentes mencionadas con anterioridad muestran que dicha inyección continua de gas oxidante, desarrolla un frente de combustión casi vertical y se mueve lateralmente desde la dirección de la punta del pozo horizontal hacia el talón. Por lo tanto dos regiones del reservorio se han desarrollado, relativamente a la posición de la zona de combustión. Hacia la dirección de la punta, reside la región agotada de petróleo que se llena sustancialmente con gas oxidante y en el otro lado reside la región del reservorio que contiene petróleo frío o betún. A tasas de inyección de oxidantes más altas, la presión del reservorio aumenta y la tasa de deposición del bustible puede ser excedida, de manera que el gas que contiene oxígeno puede ser forzado en el pozo horizontal en la región agotada de petróleo.

La consecuencia de tener petróleo y oxígeno juntos en un pozo es una combustión y potencíalmente una explosión con la obtención de altas temperaturas, quizá en exceso a 1000° C. Esto puede causar un daño irreparable al pozo, incluyendo la falla de los cernidores de arena de retención. Se debe evitar la presencia de oxígeno y las temperaturas del pozo de 425° C para tener operaciones seguras y continuas de producción del petróleo.

Diversos métodos de impedir la entrada de oxígeno en el pozo de producción se basan en reducir el diferencial de la presión entre el reservorio y el pozo horizontal. Aquellos son 1 reducir la tasa de inyección de gas oxidante con el fin de reducir la presión del reservorio, y 2 reducir la tasa de caída de los fluidos para incrementar la presión del pozo. Estos dos métodos resultan en la reducción de las tasas de petróleo, lo cual es económicamente perjudicial. El pensamiento convencional establecería también que inyectar fluidos directamente en el pozo aumentaría la presión del pozo pero sería muy perjudicial para las tasas de producción.

Es importante que se ha descubierto que generalmente en un proceso de combustión en sitio, si se inyecta dióxido de carbono en el reservorio, junto con el gas oxidante, se aumenta la tasa de recuperación del petróleo. Esto es cierto que si el proceso ISC es del tradicional THAI ™, CAPRI ™, HPAI o cualquier otro tipo.

Específicamente, cuando se inyecta el gas no oxidante y se inyecta con oxígeno comprende sólo al dióxido de carbono en ausencia del nitrógeno, la mejora puede mática.

Por lo tanto, en una incorporación preferida de la invención, el gas no oxidante inyectado es el dióxido de carbono.

Ventajosamente, en un proceso de recuperación de combustión en sitio, cuando se inyecta solo el O2, el gas de combustión recuperado, que sustancialmente comprende el CO2 puede estar comprendido y mezclado con el oxígeno. Puede ser obtenida cualquier proporción de O2 a CO2 ajustando el porcentaje del CO2 reciclado producido.

Si el gas de combustión producido contiene impurezas, estas no se desarrollan si se dispone de un flujo apropiado de gas comburente.

Puesto que el gas del que se dispone será típicamente alrededor del 95% CO2 se puede vender sin purificar para la recuperación del petróleo mejorado por inundación de miscibilidad o se puede disponer en un acuífero hondo.

No se requiere que el CO2 sea miscible (por ejemplo soluble en todas las proporciones) en el petróleo bajo las condiciones del reservorio. La solubilidad parcial Mientras que la mecánica de cómo agregar un gas no comburente, en especial, como el CO2 en oposición a otros gases no comburentes, además de incrementar la movilidad de los hidrocarburos en un reservorio, no se entienden precisamente, y sin estar de alguna manera sostenido en una explicación en relación con el porqué se obtienen dichos importantes incrementos en posible recuperación como resultado de la inyección de CO2, se sospecha que el CO2 actúa como un solvente y disminuye la viscosidad del petróleo adelante de la zona de combustión, así, mejorando el proceso de combustión y además licuando el petróleo adelante de la zona de combustión. La agregada disolución del CO2 en el frente de combustión también facilita la transferencia del calor de los gases de combustión en el petróleo, lo cual también reduce la viscosidad del petróleo, así incrementando la recuperación.

Por lo tanto, con el fin de superar las desventajas del arte anterior, y de mejorar la segundad de la productividad de la recuperación de los hidrocarburos de un reservorio subterráneo, la presente invención consecuentemente, en un amplio primera incorporación comprende un proceso para extraer hidrocarburos líquidos de un reservorio subterráneo y comprende los siguientes pasos: (a) Proporcionar al menos un pozo de inyección para inyectar un gas carburante en el reservorio subterráneo; (b) Proporcionar al menos un pozo de producción que tenga sustancialmente una pierna horizontal y un pozo de producción sustancialmente vertical conectado al mismo, en el que la pierna sustancialmente horizontal se extiende hacia el pozo de inyección, la pierna horizontal tiene un porción del talón en la cercanía de su conexión con el pozo de producción vertical y una porción de la punta en el extremo opuesto de la pierna horizontal, en el que la porción de la punta está más próxima al pozo de inyección que la porción del talón; (c) Inyectar un gas carburante a través del pozo de inyección para conducir una combustión en sitio, de manera que los gases de producción se producen para causar que los gases de combustión avancen progresivamente como un frente, sustancialmente perpendicular a la pierna horizontal, en dirección de la porción de la punta a la porción del talón de la pierna horizontal, y que los fluidos drenen en la pierna horizontal; (d) Proporcionar una tubería dentro del pozo de producción para el propósito de inyectar vapor, agua o un gas no oxidante en dicha porción de la pierna horizontal de dicho pozo de producción: (e) Inyectar un medio que comprenda gas de dióxido de carbono en dicha tubería, de manera que dicho medio es llevado cerca de dicha porción de la punta de dicha porción de la pierna horizontal vía dicha tubería; y (f) Recuperar hidrocarburos en la pierna horizontal del pozo de producción de dicho pozo de producción.

En una ulterior y amplia incorporación de la invención, la presente invención 5 comprende un proceso para extraer hidrocarburos líquidos de un reservorio subterráneo que comprende los siguientes pasos: (a) Proporcionar cuando menos un pozo de inyección para inyectar un gas oxidante en la parte superior de un reservorio subterráneo; 10 (b) Proporcionar al menos un pozo de inyección para inyectar dióxido de carbono en la parte inferior de un reservorio subterráneo; (c) Proporcionar al menos un pozo de producción que tenga 15 sustancialmente una pierna horizontal, y un pozo de producción vertical conectado al mismo, en el que la pierna sustancialmente horizontal se extiende hacia el pozo de inyección, la pierna horizontal tiene una porción del talón en vecindad de su conexión con el pozo de producción vertical y una porción de la punta en el extremo opuesto de la pierna horizontal, en la que la porción de la punta está más cerca al pozo de inyección que la porción del talón. (d) Inyectar un gas oxidante a través del pozo de inyección para una combustión en sitio, de manera de producir los gases de combustión, en el que los gases de combustión avanzan progresivamente como un frente, sustancialmente perpendicular a la pierna horizontal, en dirección desde la porción de la punta a la porción del talón de la pierna horizontal, y los fluidos drenan en la pierna horizontal; (e) Inyectar dicho dióxido de carbono en dicho pozo de inyección; y (f) Recuperar los hidrocarburos en la pierna horizontal de dicho pozo de producción.

En una ulterior incorporación de la invención, la presente comprende la combinación de los anteriores pasos de inyectar un medio a la formación vía el pozo de inyección, así como también inyectar un medio que comprenda dióxido de carbono vía una tubería en la pierna horizontal. Consecuentemente, en esta ulterior incorporación, la presente invención comprende un método para extraer hidrocarburos líquidos de un reservorio subterráneo y comprende los siguientes pasos: (a) Proporcionar al menos un pozo de inyección para inyectar oxidante en la parte superior de un reservorio subterráneo; (b) Proporcionar al menos un pozo de inyección para inyectar dióxido de carbono en la parte inferior de un reservorio subterráneo; (c) Proporcionar al menos un pozo de producción que tenga sustancialmente un pierna horizontal y un pozo de producción sustancialmente vertical conectado al mismo, en el que la pierna sustancialmente horizontal se extiende hacia el pozo de inyección, la pierna horizontal tiene una porción del talón en la cercanía de su conexión con el pozo de producción vertical y una porción de la punta en el lado opuesto de la pierna horizontal, en el que la porción de la punta está más cerca del pozo de inyección que la porción del tobillo. (d) Proporcionar una tubería dentro del pozo de producción para el propósito de inyectar gas de dióxido de carbono en dicha porción de la pierna horizontal de dicho pozo de producción. (e) Inyectar un gas oxidante a través del pozo de inyección para una combustión en sitio de manera que se produzcan gases de combustión como un frente, sustancialmente perpendicular a la pierna horizontal, en dirección de la porción de la punta a la porción del talón de la pierna horizontal, y que los fluidos drenen en la pierna horizontal. (f) Inyectar gas de dióxido de carbono en dicho pozo de inyección y en dicha tubería; y (g) Recuperar los hidrocarburos en la pierna horizontal del pozo de producción desde dicho pozo de producción.

Finalmente, en un aspecto amplio ulterior de la presente invención para usarse en un proceso de recuperación de hidrocarburos en una combustión en sitio, de depósitos subterráneos, el método de la presente invención comprende los siguientes pasos: (a) Proporcionar al menos un pozo de inyección para inyectar un gas oxidante en la parte superior de un reservorio subterráneo; (b) Dicho pozo de inyección adaptado ulteriormente para inyectar dióxido de carbono en una parte inferior de un reservorio subterráneo. (c) Proporcionar al menos un pozo de producción; Inyectar un gas oxidante a través del pozo de inyección para una combustión en sitio de manera que se produzcan gases de combustión; (e) Inyectar dióxido de carbono solo o en combinación con oxígeno en dicho pozo de inyección; y (f) Recuperar los hidrocarburos de dicho pozo de producción.

En otra variación de lo anterior, el método de la presente invención comprende un proceso para extraer hidrocarburos líquidos de un reservorio subterráneo, comprende los siguientes pasos: (a) Proporcionar al menos un pozo de inyección de gas oxidante para inyectar un gas oxidante en la parte superior de un reservorio subterráneo; (b) Proporcionar al menos otro pozo de inyección para inyectar dióxido de carbono en una parte inferior del reservorio subterráneo; (c) Proporcionar al menos un pozo de producción; (d) Inyectar un gas oxidante a través del pozo de inyección oxidante para una combustión en sitio, de manera que se produzcan gases de combustión; (e) Inyectar dióxido de carbono solo o en combinación con oxígeno en dicho otro pozo de inyección; y (f) Recuperar los hidrocarburos de dicho pozo de producción.

Se hace notar que, cuando se inyecta CO2 en el pozo de inyección, uno o más gases no oxidantes pueden también ser inyectados al mismo tiempo en combinación con el C02 BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Figura 1. Es un esquema del proceso de combustión en sitio THAI con etiquetado de la manera siguiente: La partida A representa el nivel superior de un reservorio de betún o petróleo pesado representa el nivel inferior de dicha formación de reservorio.

La C representa un pozo vertical y la D muestra el punto general de inyección de un gas oxidante como el aire.

La E representa una ubicación general para la inyección de vapor o de un gas no oxidante en el reservorio. Esto es parte de la presente invención, La F representa una cubierta de pozo horizontal parcialmente perforada. Los fluidos entran a la cubierta y se traspasan típica y directamente a la superficie por el gas natural levantado a través de otra tubería ubicada en el talón del pozo horizontal (no se muestra).

La G representa una tubería colocada en la pierna horizontal. El extremo abierto de la tubería puede estar localizado cerca del extremo de la cubierta, tal y como se representa en todas partes. La tubería puede ser una tubería enrollada que se puede reubicar fácilmente dentro de la cubierta. Esto es parte de la presente invención Los elementos E y G son parte de la presente invención y se puede inyectar vapor o gas no oxidante en E y/o en G. La E puede ser parte de un pozo separado o puede ser parte del mismo pozo usado para inyectar el gas oxidante. Estos pozos de inyección pueden ser verticales, sesgados u horizontales o de otra manera distinta, y cada uno puede servir a varios pozos horizontales.

Por ejemplo, usando un conjunto de piernas horizontales paralelas según se describen en las Patentes de E.U.A. 5,626,181 y 6,412,557, se puede inyecta vapor, agua o gases no oxidantes en cualquier posición entre las piernas horizontales en vecindad de la punta de las piernas horizontales.

La figura 2, es un diagrama esquemático del reservorio Modelo. El esquema no está en escala. Sólo se muestra un elemento de simetría. El espacio completo entre las piernas horizontales es de 50 metros pero sólo la mitad del reservorio necesita ser definida en el software de computadora STAR ™ Esto ahorra tiempo de computadora. Las dimensiones generales del Elemento de Simetría son: El largo A-E es de 250 m. ancho A-F es de 25m., altura F. G es de 20m.

Las posiciones de los pozos son de la siguiente manera: El pozo de inyección J de gas oxidante es colocado en B en el primer bloque de la rejilla 50 metros (A - B) desde la esquina A. La punta del pozo horizontal K está en el primer bloque de la rejilla entre A y F y es de 5m. (B - C) del principio junto con el largo del reservorio desde el pozo de inyección J. El talón del pozo horizontal K cae en la D y tiene 50m. desde la esquina del reservorio E. La sección horizontal del ,???? horizontal K tiene 35m (C -D) de largo y está colocada 2.5 m arriba de la base rvorio (A-E) en el tercer bloque de la rejilla.

El pozo inyector J es perforado en dos (2) lugares. Las perforaciones en H son puntos de inyección para el gas oxidante, mientras que las perforaciones en I son puntos de inyección para el vapor o el gas no oxidante. La pierna horizontal (C-D) 5 está perforada al 50% y contiene una apertura cerca de la punta (no se muestra, véase Figura 1).

La figura 3 es una gráfica de la tasa de producción de petróleo vs C02 en el dibujo del gas producido en el Ejemplo 7 que se tratará abajo. 10 DESCRIPCIÓN DE LA INCORPORACIÓN PREFERIDA La operación del proceso THAI™ ha sido descrita en las Patentes de E.U.A. 5,626,191 y 6.412,557 y será brevemente revisada. El gas oxidante típicamente el 15 aire, el oxígeno o el aire enriquecido con oxígeno, es inyectado en la parte superior del reservorio. El coque que se ha puesto previamente consume el oxígeno de manera que sólo los gases que están libres de oxígeno se ponen en contacto con el petróleo adelante de la zona de coque. Las temperaturas del gas de combustión de típicamente 600° C y tan altas como 1000°C se logran de la alta temperatura de 20 oxidación del combustible coque. En la Zona Móvil del Petróleo (MOZ) estos gases nalipntPR y el vapor calientan el petróleo a más de 400° C rompiendo parcialmente gr lo*3gomponentes del petróleo, vaporizando algunos componentes y reduciendo MERCEDES P" ' gnaw&¾pente la viscosidad del petróleo. Los componentes más pesados del petróleo, como los asfaltos, permanecen en la roca y constituirán el combustible de coque más tarde cuando el frente que se quema llegue a ese lugar. En la MOZ, los gases y el petróleo drenan hacia abajo en el pozo horizontal, se drenan por gravedad y por la baja presión se hunden en el pozo. El coque y las zonas MOZ se mueven 5 lateralmente desde la dirección de la punta hacia el talón del pozo horizontal. La sección atrás del frente de combustión es etiquetada como la Región Quemada. Adelante de la MOZ está el petróleo frío.

Con el avance del frente de combustión, la Zona Quemada del reservorio está 10 agotada de líquidos (petróleo y agua) y llena con gas carburante La sección del pozo horizontal opuesta a esta Zona Quemada está en peligro de recibir oxígeno el cual quemará el petróleo presente dentro del pozo y creará temperaturas extremadamente altas en el pozo que dañarían la cubierta de acero y especialmente los cernidores de arena que se usan para permitir la entrada de fluidos pero excluyen 15 la arena. Si los cernidores de arena fallan, existe el remedio del pozo de arena no consolidada del reservorio entrará en el pozo y se necesita cerrar en el pozo para limpiar y remediarse con enchufes de cemento. Esta operación es muy difícil y peligrosa ya que el pozo puede contener niveles explosivos de petróleo y oxígeno.

Con el fin de cuantificar el efecto de la inyección de fluidos en el pozo horizontal, se condujo una cantidad de simulaciones de computadora del proceso. Se inyectó vapor en una diversidad de tasas en el pozo horizontal por medio de dos métodos. 1. vía ¿na tubería colocada dentro del pozo horizontal, y 2, vía un pozo separado que se del reservorio, en la cercanía de la punta del pozo horizontal. Ambos métodos redujeron la predilección del oxígeno de entrar en el pozo pero dio beneficios sorprendentes, el factor de recuperación del petróleo incrementó y drenó el coque en el pozo disminuido. Consecuentemente, las tasas de inyección de gas oxidante más altas se podrían usar mientras se mantiene segura la operación.

Se encontró que ambos métodos de agregar vapor al reservorio daban ventajas respecto de la seguridad del Proceso THAI™ al reducir la tendencia del oxígeno de penetrar al pozo horizontal. También se posibilitaron las tasas de inyección de gas oxidante más altas en el reservorio y una más alta recuperación del petróleo.

Se condujo una simulación extensiva de computadora del Proceso THAI para evaluar las consecuencias de reducir la presión en el pozo horizontal inyectando vapor o gas no oxidante. El software fue el STARS ™. El Simulador de Combustión en Sitio proporcionado por el Computer Modelling Group, de Calgary, Alberta, Canadá.

Tabla 4. Lista de Parámetros Modelo.

Simulador STARS ™.2003.13 , Computer Modelling Group Limited.

Dimensiones del Modelo Largo 250 m., 100 bloques de parrilla cada uno Ancho 25m., 20 bloques de parrilla Altura 20 m., 20 bloques de parrilla. 5 Dimensiones del bloque de la parrilla: 2.5 m. x 2.5m x 1 ,0m (LWH) Pozo de Producción Horizontal: Un pozo discreto con una sección horizontal de 135 m., que se extiende de un 10 bloque de parrilla de 26, , 3 a 80, 1 , 3 La punta se sobresale 5m. del inyector de aire vertical Pozo de Inyección Vertical 15 La inyección de gas oxidante (aire) señala 20,1 , 1 :4 (4 bloques de parrilla superiores) Las tasas de inyección de gas oxidante: 65,000 m3 /d, 85, 000 m3/d y 100,000 m3/d La inyección de vapor señala 20, 1 , 19:20 (2 bloques inferiores de parrilla) Parámetros Roca/fluido Componentes: agua, betún, mejoras, metano, CO2, CO/N2 , oxígeno, coque Heterogeneidad: Arena Homogénea.

Permeabilidad 6.7 D (h), 3.4 D (v) Porosidad: 33 % Saturaciones: Betún 80%, agua 20%, fracción molecular de gas: 0.1 14 Viscosidad del Betún: 340,000 a 10° C Peso molecular promedio del betún: 550 AMU Viscosidad de la mejora 664 cP a 10° C Mejora del Peso Molecular promedio: 330 AMU Condiciones Físicas.

La temperatura del reservorio: 20° C Presión del reservorio nativo: 2,600 kPa Presión del Agujero de Fondo: 4000 kPa.

Mejorado 0.42 + 1.3375 CH 4 + 20 coque. 2.- 1.0 Betún + 16 ?2? 0.05 12.5 agua + 5.0 CH4 +9.5 C02 + 0.5 CO/N2 + 15 coque. 3.-1.0 Coque + 1.225 02 0.5 agua + 0.95 CO2 + 0.05 CO/N2 EJEMPLOS: 5 EJEMPL0 1 La Tabla 1a muestra los resultados de la simulación para una tasa de inyección de aire de 65,000 rrVd (temperatura y presión estándar) en un inyector vertical (E en la figura 1 ). El caso del vapor cero inyectado en la base del reservorio en el punto I en el pozo J no es parte de la presente invención. A la tasa de aire de 65,000 m3/d, no hay ninguna entrada de oxígeno en el pozo horizontal inclusive sin inyección de vapor, y la máxima temperatura del pozo nunca excede la meta de 425. 0 C.

Sin embargo, como se puede ver de los datos que siguen, de niveles bajos de vapor 15 a niveles de 5 y 10 m3/d (el equivalente de agua) en un punto bajo en el reservorio (E en la figura 1 ) da beneficios sustanciales en los factores de recuperación del petróleo más altos, contrario a las expectaciones intuitivas. Cuando el medio inyectado es el vapor, los datos que siguen proporcionan el volumen del equivalente del agua de dicho vapor, ya que es difícil determinar de otra manera distinta el 20 volumen del vapor suministrado ya que esto depende de la presión a la formación a cantidad de vapor generado es simplemente el equivalente del agua que se da más abajo, la cual típicamente está en el orden de alrededor de 10??? (dependiendo de la presión) del volumen de agua suministrada.

Tabla 1a: TASA DEL AIRE 65,000 m3/día.- Vapor inyectado en la base del reservorio. Tasa de Temperatura Coque Oxígeno Factor de Tasa de Inyección Máxima en el Máximo en el Máximo en el Recuperado Producción del Vapor Pozo pozo pozo n del Betún Promedio del Petróleo m3/día (H20 °C % % %OOIP m3/día equivalente) *0 410 90 0 35.1 28.3 5 407 79 0 38.0 29.0 10 380 76 0 43.1 29.8 ' No es parte de la presente invención.

Ejemplo 2 La Tabla b muestra los resultados de inyectar vapor en el pozo horizontal vía la tubería interna G, en la proximidad de la punta mientras que se inyecta simultáneamente aire a 65,000 m3 /d, (temperatura y presión estándar) en la parte superior del reservorio. Se reduce la máxima temperatura del pozo en una proporción relativa a la cantidad de vapor inyectado y se incrementa el factor de recuperación del petróleo en relación con el caso base de vapor cero. Adicionalmente, el porcentaje de volumen máximo del coque depositado en el pozo se disminuye con las cantidades incrementadas de vapor inyectado. Esto es benéfico ya que la presión cae en el pozo y será inferior y los fluidos fluirán más fácilmente para la misma caída )resión, en comparación con los pozos sin inyección de vapor en la punta del rizontal.

Tabla 1b. TASA DE AIRE 65,000 m3/día-Vapor Inyectado dentro de la Tubería del Pozo Tasa de Temperatura Coque Oxígeno Factor de Tasa de Inyección del Máxima en el Máximo en Máximo en Recuperación Producción Vapor Pozo el pozo el pozo del Betún Promedio del Petróleo m3/día (H20 °C % % %OOIP m3/d¡a equivalente) *0 410 90 0 35.1 28.6 5 366 80 0 43.4 30.0 10 360 45 0 43.4 29.8 * No es parte de la presente invención.

Ejemplo 3 En este ejemplo la tasa de inyección de aire se incrementó a 85,000 m3 /d (la temperatura y la presión son estándar) y resulta en el avance del oxígeno como se muestra en la Tabla 2a. Fue indicada en el pozo una concentración del 8.8 % del oxígeno para el caso base de inyección de vapor cero. La temperatura máxima del pozo alcanzó 1074 0 C y el coque fue depositado disminuyendo la permeabilidad por el 97%. Operando con la simultánea inyección de 12 m3 /diarios (el equivalente del agua) de vapor en la base del reservorio vía el pozo vertical de inyección C (véase la Figura 1) proporcionó un excelente resultado del avance del oxígeno de cero, coque aceptable y buena recuperación del petróleo.

Tabla2a: TASA DE AIRE 85,000 m3/día- Vapor inyectado en la base del reservorio. Tasa de Temperatura Coque Oxígeno Factor de Tasa de Inyección del Máxima en el Máximo en Máximo en Recuperación Producción Vapor Pozo el pozo el pozo del Betún Promedio del Petróleo M3/día (H20 °C % % %OOIP M3 'día equivalente) *0 1074 97 8.8 5 518 80 0 12 414 43 0 36.1 33.4 * No es parte de la presente invención.

La Tabla 2b muestra el desempeño de la combustión con 85,000 m3/diarios de aire (la temperatura y la presión son estándar) y la inyección simultánea de vapor en el pozo vía una tubería interna G (véase la Figura 1). Nuevamente se necesitaron 10m3 /diarios de vapor para impedir el avance del oxígeno (equivalente del agua) y una 5 temperatura aceptable máxima en el pozo.

Tabla 2b: TASA DE AIRE 85,000 m3/d. El vapor fue inyectado en la tubería del pozo. Tasa de Temperatura Coque Oxígeno Factor de Tasa de Inyección del Máxima en el Máximo en Máximo en Recuperación Producción Vapor Pozo el pozo el pozo del Betún Promedio del Petróleo M3/día (H20 °C % % %OOIP M3/día equivalente) *0 1074 100 8.8 5 500 96 1.8 10 407 45 0 37.3 33.2 * No es parte de la presente invención.

Ejemplo 5 10 Con el fin de probar aún más los efectos de las altas tasas de inyección de aire, se condujeron varias corridas con 100,000 m3 /diarios de inyección de aire. Los resultados en la Tabla 3a indican que con la simultánea inyección de vapor en la base del reservorio (por ejemplo en el lugar de B-E en el pozo vertical C-referencia, 15 Figura 1 ) se requirieron 20 m3 /diarios (equivalente del agua) de vapor para detener el avance del oxígeno y su penetración en la pierna horizontal, en contraste con sólo 10m3 /diarios de vapor (equivalente del agua) a una tasa de inyección de 85,000 m3 arios.

MERCEDES PIZARR0T9)*te!¾ TASA DE AIRE 100,000 m"7d. El vapor fue inyectado en la base del reservorio. Tasafee Temperatura Coque Oxígeno Factor de Tasa de Máxima en el Máximo en Máximo en Recuperación Producción Pozo el pozo el pozo del Betún Promedio del Petróleo °C % % %OOIP m3/día 1398 100 10.4 1151 100 7.2 1071 100 6.0 425 78 0 34.5 35.6 * No es parte de la presente invención.

Ejemplo 6 La Tabla 3b muestra las consecuencias dé inyectar vapor en la tubería del pozo G (ref. Figura 1 ) comparando con inyectar 100,000 m3 /diarios de aire en el reservorio. En forma idéntica que con la inyección de vapor en la base del reservorio, se requirió una tasa de vapor de 20m3 /diarios (equivalente del agua) con el fin de impedir la entrada del oxígeno en la pierna horizontal.

Tabla 3b. TASA DE AIRE de 100,000 m3/d. El vapor fue inyectado en la tubería del pozo. Tasa de Temperatura Coque Oxígeno Factor de Tasa de Inyección del Máxima en el Máximo en Máximo en Recuperación Producción Vapor Pozo el pozo el pozo del Betún Promedio del Petróleo m3/día (H20 °C % % %OOIP m3/día equivalente) *0 1398 100 10.4 5 997 100 6.0 10 745 100 3.8 20 425 38 0 33.9 35.6 * No es parte de la presente invención.

Ejemplo 7 La Tabla 4 que sigue muestra las comparaciones entre inyectar oxígeno y una combinación de gases no oxidantes, a saber, nitrógeno y dióxido de carbono, en un solo pozo vertical de inyección en combinación con un pozo horizontal de producción en el proceso THAI™ en el cual se produce el petróleo, como se obtiene en el software Simulador de Combustión en Sitio STARS ™ proporcionado por el Computer Modelling Group, Calgary, Alberta, Canadá. El modelo de computadora utilizado para este ejemplo era idéntico a aquel empleado para los anteriores seis ejemplos, con excepción de que el reservorio modelado tenía 100 metros de ancho y etros de largo. Se agregó el vapor a una tasa de 10m3 /diarios vía ¡a tubería en "Án horizontal del pozo de producción para todas las corridas.

Prueba Tasa de Invec. Km3/día Mol % Mol % Total Tasa Tasa Gas Petróleo Recuperación oxigen C02 de producción Producid Tasa Acumulación o Inyectad Inyección Km3/dia o Mol % m3/día (1 de petróleo inyect o Tasa, año) m3 ado Km3/dia # 02 C02 N2 C02 N2 C02 1 17.85 0 67.15 21 0 85 13.1 67.2 16.3 41 9700 2 8.93 33.57 0 21 79 42.5 37.9 0.0 96.0 54 12780 3 25 0 0 100 0 25 21.3 0.0 96.0 47 10078 4 17.85 67.15 0 21 79 85 75.0 0.0 96.0 136 20000 5 42.5 0 0 100 0 42.5 38.1 0.0 96.0 57 12704 6 42.5 42.5 0 50 50 85 74.2 0.0 96.0 113 28104 7 8.93 42.5 33.57 11 50 85 47.2 33.6 57.4 70 12000 De lo que se puede observar de la anterior Tabla 4, comparando la Corrida 1 y la Corrida 2, cuando se reducen el oxígeno y el gas inerte al 50% como en la Corrida 2, la recuperación del petróleo, no obstante, es la misma como en la Corrida 1 , en tanto que el gas inerte sea el CO2 . Esto significa que los costos de compresión del gas se han recortado a la mitad en la Corrida 2 mientras que el petróleo se ha producido más rápidamente.

Como se puede ver además en la Tabla 4, la Corrida #1 que tiene 14.85 de % de 10 molar de oxígeno y 67.15% de Nitrógeno inyectado en el pozo de inyección, la tasa estimada de recuperación del petróleo fue 41m3/diarios. En comparación, utilizando una inyección similar de oxígeno de 17.85 de % molar, con 67.15 % molar de dióxido de carbono como se usó en la Corrida # 4, se estima que se ha logrado un incremento de 3.3 veces en la producción del petróleo (136m3 /diarios). 15 Según se puede además observar en la Tabla 4 anterior, cuando se inyectan ^><-<_<iiicantidades iguales de oxígeno y de CO2 como en la Corrida 6, todavía con un m3/diarios, la recuperación del petróleo fue La corrida 7 muestra el beneficio de agregar CO2 al aire como el gas de inyección. Comparado con la Corrida 1 , la recuperación del petróleo fue incrementada 1.7 veces sin incrementar los costos de compresión. El beneficio de esta opción es que no se necesita el equipo de separación del oxígeno.

Refiriéndonos ahora a la Figura 3, que es una gráfica que muestra una tasa de producción del petróleo versus una tasa del C02 en el gas producido (dibujo en el anterior Ejemplo 7). Hay una fuerte correlación entre estos parámetros para los procesos de combustión en sitio. La tasa de producción del CO2 depende de dos fuentes de CO2: el CO2 inyectado y el CO2 producido en el reservorio, de la combustión del coque, de manera que hay una fuerte sinergia entre el CO2 inundando y la combustión en sitio, inclusive en reservónos con petróleo inmóvil, lo cual es el presente caso.

RESUMEN Con el dióxido de carbono inyectado en el pozo vertical, y/o en el pozo de producción horizontal, sorpresivamente, debido a sus aparentes propiedades diluyentes, se pueden esperar mejoras en las tasas de producción sobre otros gases no oxidantes, el N2 (Nitrógeno).

Aunque la revelación descrita ilustra las incorporaciones preferidas de la invención, se debe entender que la invención no está limitada a estas incorporaciones particulares. Ahora ocurrirán muchas variaciones y modificaciones para aquellos con experiencia en el arte. Para definición de la invención, se debe hacer referencia a las reivindicaciones que se adjuntan.

Las incorporaciones de la invención en la cual se reivindica una propiedad o privilegio exclusivos se definen de la manera siguiente: Un proceso para extraer hidrocarburos líquidos de un reservorio subterráneo que comprende los siguientes pasos (a) proporcionar al menos un pozo de inyección para inyectar un gas oxidante en el reservorio subterráneo; (b) proporcionar al menos un pozo de producción que tenga sustancialmente una pierna horizontal y sustancialmente un pozo vertical de producción conectado al mismo, en el que la pierna sustancialmente horizontal se extiende hacia el pozo de inyección, la pierna horizontal tiene una porción del talón en vecindad de su conexión al pozo vertical de producción y una porción de la punta en el extremo opuesto de la pierna horizontal en la que la porción de la punta está más cerca al pozo de inyección que la porción del talón. (c) inyectar un gas oxidante a través del pozo de inyección para conducir una combustión en sitio, de manera que se produzcan los gases de combustión para causar que los gases de combustión avancen progresivamente como un frente, sustancialmente perpendicular a la pierna horizontal, en la dirección desde la porción de la punta a la porción del talón de la pierna horizontal, y los fluidos drenan en la pierna horizontal; (d) Proporcionar una tubería dentro del pozo de producción dentro de dicha pierna vertical y al menos una porción de dicha pierna horizontal para el propósito de inyectar gas de dióxido de carbono en dicha porción de la pierna horizontal de dicho pozo de producción próximo a un frente de combustión formada a una distancia horizontal a lo largo de dicha pierna horizontal del pozo de producción; (e) Inyectar un medio, en el que dicho medio está sustancialmente comprendido de dióxido de carbono, en dicha tubería, de manera que el medio es llevado a la proximidad de la porción de la punta de dicha porción de la pierna horizontal, vía dicha tubería; y recuperar hidrocarburos en la pierna horizontal del pozo de producción, de dicho pozo de producción.

Claims

El proceso de la Reivindicación 1 , dicho paso de inyectar un medio sirviendo además para presurizar dicho pozo horizontal a una presión para permitir la inyección de dicho medio en el reservorio subterráneo. El proceso de la Reivindicación 1 , en el que dicho dióxido de carbono es inyectado en la tubería, solo o en combinación con vapor o agua. El proceso de la Reivindicación 1 , en el que un extremo abierto de la tubería está cerca de la punta de la sección horizontal, de manera de permitir la entrega del dióxido de carbono a dicha punta. El proceso de la Reivindicación 1 , en el que la tubería está parcialmente jalada hacia atrás, o de otra manera distinta reposicionada para el propósito de alterar un punto de inyección del dióxido de carbono junto con la pierna horizontal. 6. Un proceso para extraer hidrocarburos líquidos de un reservorio subterráneo, que comprende los siguientes pasos: proporcionar al menos un pozo de inyección para inyectar un gas oxidante en la parte superior de un reservorio subterráneo; (b) dicho al menos un pozo de inyección adaptado adicionalmente para inyectar dióxido de carbono en la parte inferior de un reservorio subterráneo; (c) proporcionar al menos un pozo de producción que tenga sustancialmente una pierna horizontal y sustancialmente un pozo vertical de producción, conectado al mismo, en el que la pierna horizontal se extiende hacia el pozo de inyección, la pierna horizontal tiene una porción de talón, en la cercanía de su conexión con el pozo de producción vertical y una porción de la punta más próxima al pozo de inyección que la porción del talón. (d) inyectar un gas oxidante a través del pozo de inyección para una combustión en sitio de modo que se produzcan los gases de combustión, en el que los gases de combustión avanzan progresivamente como un 15 frente sustancialmente en forma perpendicular a la pierna horizontal, en dirección de la porción de la punta a la porción del talón de la pierna horizontal y los fluidos drenan en la pierna horizontal; (e) inyectar dióxido de carbono en dicho pozo de inyección; y recuperar hidrocarburos en la pierna horizontal del pozo de producción de dicho pozo de producción. 7. Un proceso para extraer hidrocarburos líquidos de un reservorio subterráneo que comprende los siguientes pasos: (a) proporcionar al menos un pozo de inyección de gas oxidante para inyectar un gas oxidante en la parte superior de un reservorio subterráneo; (b) proporcionar al menos otro pozo de inyección para inyectar dióxido de carbono en la parte inferior de un reservorio subterráneo; (c) proporcionar al menos un pozo de producción que tenga sustancialmente una pierna horizontal y un pozo vertical de producción conectado al mismo en el que la pierna sustancialmente horizontal se extiende hacia el pozo de inyección, la pierna horizontal tiene un porción de talón cerca de su conexión al pozo vertical de producción y una porción de la punta que está más próxima al pozo de inyección de gas oxidante que la porción del talón; (d) inyectar un gas oxidante a través del pozo de inyección oxidante, en el que los gases de combustión avanzan progresivamente como un frente, sustancialmente perpendicular a la pierna horizontal en dirección de la porción de la punta a la porción del talón de la pierna horizontal, y los fluidos se drenen en la pierna horizontal. (e) inyectar dióxido de carbono en dicho al menos un pozo de inyección; y (f) recuperar los hidrocarburos en la pierna horizontal del pozo de producción de dicho pozo de producción, 8. Un método para extraer hidrocarburos líquidos de un reservorio subterráneo que comprende los siguientes pasos: (a) proporcionar al menos un pozo de inyección para inyectar un gas oxidante en la parte superior de un reservorio subterráneo; (b) dicho al menos un pozo de inyección adaptado adicionalmente para inyectar dióxido de carbono en la partes inferior de un reservorio subterráneo; (c) proporcionar al menos un pozo de producción que tenga sustancialmente una pierna horizontal y un pozo vertical de producción conectado al mismo en el que la pierna sustancialmente horizontal se extiende hacia el pozo de inyección, la pierna horizontal tiene una porción de talón cerca de su conexión al pozo vertical de producción y una porción de la punta en el extremo opuesto de la pierna horizontal en donde la porción de la punta está más próxima al pozo de inyección que la porción del talón; (d) proporcionar una tubería dentro del pozo de producción dentro de dicha pierna vertical y al menos una porción de dicha pierna horizontal, para el propósito de inyectar dióxido de carbono en dicha porción de la pierna horizontal de dicha porción de dicho pozo de producción; (e) inyectar un gas oxidante a través del pozo de inyección, para una combustión en sitio de manera que los gases de combustión son producidos, en el que los gases de combustión avanzan progresivamente como un frente, sustancialmente perpendicular a la pierna horizontal en dirección de la porción de la punta a la porción del talón de la pierna horizontal, y los fluidos se drenen en la pierna horizontal. (f) inyectar dióxido de carbono en dicho pozo de inyección y en dicha tubería; y (g) recuperar los hidrocarburos en la pierna horizontal del pozo de producción de dicho pozo de producción. 9. Un método para extraer hidrocarburos líquidos de un reservorio subterráneo, que comprende los siguientes pasos: (a) proporcionar al menos un pozo de inyección para inyectar un gas oxidante en la parte superior de un reservorio subterráneo; (b) proporcionar al menos otro pozo de inyección adaptado adicionalmente para inyectar dióxido de carbono en la parte inferior de un reservorio subterráneo; (c) proporcionar al menos un pozo de producción que tenga sustancialmente una pierna horizontal y un pozo vertical de producción conectado al mismo en el que la pierna sustancialmente horizontal se extiende hacia el pozo de inyección, la pierna horizontal tiene una porción de talón cerca de su conexión al pozo vertical de producción y una porción de la punta en el extremo opuesto de la pierna horizontal en donde la porción de la punta está más próxima al pozo de inyección que la porción del talón; (d) proporcionar una tubería dentro del pozo de producción dentro de dicha pierna vertical y al menos una porción de dicha pierna horizontal, para el propósito de inyectar dióxido de carbono en dicho pozo de producción; (e) inyectar un gas oxidante a través del pozo de inyección, para una combustión en sitio de manera de producir los gases de combustión, en el que los gases de combustión avanzan progresivamente como un frente, sustancialmente perpendicular a la pierna horizontal en dirección de la porción de la punta a la porción del talón de la pierna horizontal, y que los fluidos se drenen en la pierna horizontal. 5 (f) inyectar dióxido de carbono en dicho pozo de inyección y en dicha tubería; y (g) recuperar los hidrocarburos en la pierna horizontal del pozo de producción de dicho pozo de producción. Un método para extraer hidrocarburos líquidos de un reservorio subterráneo que comprende los siguientes pasos: (a) proporcionar al menos un pozo de inyección para inyectar un gas oxidante en la parte superior de un reservorio subterráneo; 15 (b) dicho al menos un pozo de inyección adaptado adicionalmente para inyectar dióxido de carbono en la partes inferior de un reservorio subterráneo; proporcionar al menos un pozo de producción; (d) inyectar un gas oxidante a través del pozo de inyección, para una combustión en sitio de manera que se produzcan los gases de combustión; (e) inyectar dióxido de carbono solo o en combinación con oxígeno en dicho pozo de inyección; y (f) recuperar los hidrocarburos de dicho pozo de producción. Un método para extraer hidrocarburos líquidos de un reservorio subterráneo que comprende los siguientes pasos: (a) proporcionar al menos un pozo de inyección de gas oxidante para inyectar un gas oxidante en la parte superior de un reservorio subterráneo; (b) proporcionar al menos otro pozo de inyección para inyectar dióxido de carbono en la parte inferior de un reservorio subterráneo; (c) proporcionar al menos un pozo de producción, (d) inyectar un gas oxidante a través del pozo de inyección, para una combustión en sitio de manera que se produzcan los gases de combustión; (e) inyectar dióxido de carbono solo o en combinación con oxígeno en dicho 5 pozo de inyección; y (f) recuperar los hidrocarburos de dicho pozo de producción, EXTRACTO DE LA INVENCIÓN Un proceso para obtener una seguridad y productividad mejorada cuando se dedica a la recuperación del petróleo de una reserva subterránea por un proceso de combustión en sitio, de la punta (from toe to heel) del pie al talón empleando un pozo de producción horizontal. Se inyecta en el reservorio dióxido de carbono que actúa como un solvente gaseoso, para mejorar la recuperación en un proceso de recuperación de la combustión en sitio, vía un pozo de inyección, un pozo horizontal o ambos. Figura 1 : Proceso de Combustión en Sitio THAI D Zona de Petróleo Móvil Zona de Coque Región Quemada Petróleo Frío o Betún G F FIGURA 2. Dimensiones del Reservorio y Colocación de los Pozos. Figura 2. Dimensiones del Reservorio y Colocación de los Pozos Figura 3. Representación Gráfica de la Tasa de Producción Versus la Tasa del CO2 en el Gas Producido Figura 3. Efectos del C02 en la Tasa de Producción del petróleo Durante el Proceso THAI™ TASA DEL C02 KM3/D CERTIFICACION DE LA TRADUCCION YO, LA SUSCRITA, MERCEDES PIZARRO SUAREZ, TRADUCTORA PERITO E INTERPRETE, DEBIDAMENTE FACULTADA POR NOMBRAMIENTO DEL H. CONSEJO DE LA JUDICATURA FEDERAL Y POR EL H. TRIBUNAL SUPERIOR DE JUSTICIA DEL ESTADO DE MEXICO, CERTIFICO QUE LA ANTERIOR TRADUCCION ES FIEL Y CORRECTA A MI LEAL SABER Y ENTENDER, DE ACUERDO CON LAS VERSIONES EN FRANCÉS E INGLÉS QUE TUVE A LA VISTA EN LA CIUDAD DE MEXICO, A LOS 2 DÍAS DEL MES DE OCTUBRE DEL AÑO DOS MIL OCHO. EXPLANADA # 1645-2 LOMAS DE TEL: 5202-5592 FAX, MODEM Y CONTESTADORA 5550-4569 E-Mail: mercedes(¾traduccionespizarro . com merpizarro(¾yahoo .com.mx