SISTEMAS Y METODOS PARA PRODUCIR PETROLEO Y/O GAS
Campo de la Invención La presente invención describe sistemas y métodos para producir petróleo y/o gas. Antecedentes de la Invención Puede utilizarse la Recuperación Mejorada de petróleo (EOR, por sus siglas en inglés) para aumentar la recuperación de petróleo en los yacimientos en todo el mundo. Existen tres tipos principales de EOR, térmica, química/polímero y de inyección de gas, que pueden utilizarse para aumentar la recuperación de petróleo de un yacimiento, sumado a lo que puede lograrse por métodos convencionales, posiblemente prolongando la vida útil del yacimiento y mejorando el factor de recuperación de petróleo. La recuperación mejorada térmica se basa en la adición de calor al yacimiento. La forma que se practica más es el desplazamiento por inyección de vapor, que disminuye la viscosidad del petróleo de forma tal que el mismo puede fluir a los pozos de producción. La inundación química aumenta la recuperación porque reduce las fuerzas capilares que atrapan al petróleo residual. La inundación con polímeros mejora la eficiencia de barrido del agua inyectada. La inyección de miscibles opera similarmente a la inundación química. La inyección de un fluido miscible con petróleo, permite
Ref.: 197584
recuperar el petróleo residual atrapado. Haciendo referencia a la figura 1 , se representa un sistema de invenciones anteriores 100 . El sistema 100 incluye un yacimiento subterráneo 102 , un yacimiento subterráneo 104 , un yacimiento subterráneo 106 , y un yacimiento subterráneo 108 . La instalación de producción 110 es superficial. El pozo 112 atraviesa los yacimientos 102 y 104 , y termina en el yacimiento 106 . La porción del yacimiento 106 se representa en 114 . El petróleo y el gas se producen a partir del yacimiento 106 a través del pozo 112 , hasta la instalación de producción 110 . El gas se separa del líquido, el gas se almacena en una reserva de gas 116 y el líquido se almacena en una reserva de líquido 118 . La patente de EE.UU. Número 5 , 826 , 656 describe un método para recuperar petróleo residual de un yacimiento subterráneo inundado con agua que contiene petróleo penetrado desde la superficie terrestre por al menos un pozo por inyección de un disolvente miscible en aceite en una porción inferior que contiene petróleo residual inundado con agua del yacimiento subterráneo que contiene petróleo a través de un pozo completado para la inyección de disolvente miscible en aceite en la porción inferior del yacimiento que contiene petróleo; continuar la inyección de disolvente miscible en aceite en la porción inferior del yacimiento que contiene petróleo durante un período de tiempo igual a por lo menos una semana;
recompletar el pozo para producir cantidades de disolvente miscible en aceite y cantidades de petróleo residual inundado con agua desde una porción superior del yacimiento que contiene petróleo; y producir cantidades de disolvente miscible en aceite y petróleo residual inundado con agua desde la porción superior del yacimiento que contiene petróleo. El yacimiento puede haber sido inundado previamente con agua y con disolvente miscible en aceite. Puede inyectarse el disolvente a través de un pozo horizontal y pueden recuperarse el disolvente y el petróleo a través de una pluralidad de pozos completados para producir petróleo y disolvente de la porción superior del yacimiento que contiene petróleo. La patente de EE.UU. Número 5 , 826 , 656 se incluye comó referencia en su totalidad en la presente. La Solicitud de Patente de EE.UU. también pendiente
Número 2006 / 0254769 , publicada el 16 de noviembre de 2006 , con el número de legajo del caso TH 2616 , describe un sistema que incluye un mecanismo de recuperación de petróleo y/o gas de un yacimiento subterráneo, el petróleo y/o gas incluye uno o más compuestos azufre; un mecanismo para convertir al menos una porción de los de compuestos de azufre del petróleo recuperado y/o gas recuperado en una formulación de disulfuro de carbono; y un mecanismo para liberar al menos una porción de la formulación de disulfuro de carbono al yacimiento. La Solicitud de patente de EE.UU. Número 2006 / 0254769 se
incorpora en su totalidad a la presente como referencia. La técnica necesita disponer de sistemas y métodos perfeccionados para mejorar la recuperación de petróleo. Además es necesario en este campo disponer de sistemas y métodos mejorados para la recuperación mejorada de petróleo utilizando un disolvente, por ejemplo, mediante reducción de la viscosidad, efectos químicos, e inundación miscible. La técnica necesita disponer de sistemas y métodos mejorados perfeccionados para la inundación miscible de disolvente. Breve Descripción de la Invención En una modalidad, la invención proporciona un sistema para producir petróleo y/o gas de un yacimiento subterráneo que incluye una primera disposición de pozos dispersados por encima del yacimiento; una segunda disposición de pozos dispersados por encima del yacimiento; en la que la primera disposición de pozos incluye un mecanismo para inyectar una formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo en el yacimiento mientras la segunda disposición de pozos incluye un mecanismo para producir petróleo y/o gas del yacimiento por un primer período de tiempo; y en el que la segunda disposición de pozos incluye un mecanismo para inyectar una formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo en el yacimiento mientras que la primera disposición de pozos incluye un mecanismo para producir petróleo y/o gas del yacimiento por un segundo período de tiempo.
En otra modalidad, la invención proporciona un método para producir petróleo y/o gas que incluye inyectar una formulación de disulfuro de carbono en un yacimiento durante un primer período de tiempo a partir de un primer pozo; y luego inyectar una formulación inmiscible de recuperación mejorada de petróleo en el yacimiento durante un segundo período de tiempo a partir del primer pozo, para empujar la formulación de disulfuro de carbono a través del yacimiento; y producir petróleo y/o gas del yacimiento desde un segundo pozo. En otra modalidad, la invención proporciona un método para producir petróleo y/o gas que incluye inyectar una formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo en el yacimiento durante un primer período de tiempo desde un primer pozo; producir petróleo y/o gas del yacimiento desde un segundo pozo por un primer período de tiempo; inyectar una formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo en un yacimiento durante un segundo período de tiempo desde el segundo pozo; y producir petróleo y/o gas del yacimiento desde el primer pozo por un segundo período de tiempo. Las ventajas de la invención incluyen uno o más de los siguientes : Sistemas y métodos perfeccionados para la recuperación mejorada de hidrocarburos de un yacimiento con un disolvente. Sistemas y métodos perfeccionados para la recuperación
mejorada de hidrocarburos a partir de un yacimiento con un fluido que contiene un disolvente miscible. Composiciones y/o técnicas mejoradas para la recuperación secundaria de hidrocarburos . Sistemas y métodos perfeccionados para la recuperación mejorada de petróleo. Sistemas y métodos perfeccionados para la recuperación mejorada de petróleo con un disolvente miscible. Sistemas y métodos perfeccionados para la recuperación mejorada de petróleo utilizando un compuesto miscible con aceite en el lugar. Breve Descripción de las Figuras La figura 1 describe un sistema de producción de petróleo y/o gas . La figura 2a ilustra un patrón de pozos. Las figuras 2b y 2c ilustran el patrón de pozos de la figura 2a durante los procesos de recuperación mejorada de petróleo . Las figuras 3a-3c ilustran un sistema de producción de petróleo y/o gas. La figura 4 ilustra un método de producción de petróleo y/o gas. Descripción Detallada de la invención En lo que respecta a la figura 2a, en algunas modalidades de la invención, se describe una distribución de pozos 200. La
disposición 200 incluye un grupo de pozos 202 (representado por líneas horizontales) y un grupo de pozos 204 (representado por líneas diagonales) . Cada pozo en el grupo de pozos 202 se separa a una distancia horizontal 230 del pozo adyacente en el grupo de pozos 202. Cada pozo en el pozo del grupo 202 se separa una distancia vertical 232 del pozo adyacente en el grupo de pozos 202. Cada pozo en el grupo de pozos 204 se separa a una distancia horizontal 236 del pozo adyacente en el grupo de pozos 204. Cada pozo en el grupo de pozos 204 se separa una distancia vertical 238 del pozo adyacente en el grupo de pozos 204. Cada pozo en el grupo de pozos 202 se separa una distancia 234 de los pozos adyacentes en el grupo de pozos 204. Cada pozo en el grupo de pozos 204 se separa una distancia 234 de los pozos adyacentes en el grupo de pozos 202. En algunas modalidades, cada pozo en el grupo de pozos 202 está rodeado por cuatro pozos en el grupo de pozos 204. En algunas modalidades, cada pozo en el grupo de pozos 204 se encuentra rodeado por cuatro pozos en el grupo de pozos 202. En algunas modalidades, la distancia horizontal 230 es de aproximadamente 5 a aproximadamente 1000 metros, o de aproximadamente 10 a aproximadamente 500 metros, o de
aproximadamente 20 a aproximadamente 250 metros , 0 de aproximadamente 30 a aproximadamente 200 metros , o de aproximadamente 50 a aproximadamente 150 metros , o de aproximadamente 90 aproximadamente 120 metros , 0 de aproximadamente 100 metros . En algunas modalidades, la distancia vertical 232 es de aproximadamente 5 a aproximadamente 1000 metros , o de aproximadamente 10 a aproximadamente 500 metros , o de aproximadamente 20 a aproximadamente 250 metros , o de aproximadamente 30 a aproximadamente 200 metros , 0 de aproximadamente 50 a aproximadamente 150 metros , o de aproximadamente 90 aproximadamente 120 metros , o de aproximadamente 100 metros. En algunas modalidades, la distancia horizontal 236 es de aproximadamente 5 a aproximadamente 1000 metros , o de aproximadamente 10 a aproximadamente 500 metros , o de aproximadamente 20 a aproximadamente 250 metros , o de aproximadamente 30 a aproximadamente 200, metros , 0 de aproximadamente 50 a aproximadamente 150 metros , o de aproximadamente 90 aproximadamente 120 metros , o de aproximadamente 100 metros. En algunas modalidades, la distancia vertical 238 es de aproximadamente 5 a aproximadamente 1000 metros, o de aproximadamente 10 a aproximadamente 500 metros, o de aproximadamente 20 a aproximadamente 250 metros, o de
aproximadamente 30 a aproximadamente 200 metros, o de aproximadamente 50 a aproximadamente 150 metros, o de aproximadamente 90 aproximadamente 120 metros, o de aproximadamente 100 metros. En algunas modalidades, la distancia 234 es de aproximadamente 5 a aproximadamente 1000 metros, o de aproximadamente 10 a aproximadamente 500 metros, o de aproximadamente 20 a aproximadamente 250 metros, o de aproximadamente 30 a aproximadamente 200 metros, o de aproximadamente 50 a aproximadamente 150 metros, o de aproximadamente 90 aproximadamente 120 metros, o de aproximadamente 100 metros. En algunas modalidades, la disposición de pozos 200 puede poseer de aproximadamente 10 a aproximadamente 1000 pozos, por ejemplo, de aproximadamente 5 a aproximadamente 500 pozos en el grupo de pozos 202, y de aproximadamente 5 a aproximadamente 500 pozos en el grupo de pozos 204. En algunas modalidades, la disposición de pozos 200 se observa como una vista superior en la que el grupo de pozos 202 y el grupo de pozos 204 son pozos verticales separados sobre un área de terreno. En algunas modalidades, la disposición de pozos 200 se observa como una vista lateral de sección transversal en la que el grupo de pozos 202 y el grupo de pozos 204 son los pozos horizontales separados en un yacimiento.
La recuperación de petróleo y/o gas con la disposición de pozos 200 a partir de un yacimiento subterráneo puede realizarse por cualquier método conocido. Lods métodos adecuados incluyen la producción subacuática, la producción superficial, la producción primaria, secundaria o terciaria. La selección del método utilizado para recuperar el petróleo y/o gas del yacimiento subterráneo no es crítica. En algunas modalidades, puede recuperarse petróleo y/o gas de un yacimiento en un pozo, y fluir a través del pozo y la línea de flujo hacia una instalación. En algunas modalidades, la recuperación mejorada de petróleo, con el uso de un agente como por ejemplo vapor, agua, surfactante, una inundación de polímero y/o un agente miscible tal como una formulación de disulfuro de carbono o dióxido de carbono, puede utilizarse para aumentar el flujo de petróleo y/o gas desde el yacimiento. En algunas modalidades, el petróleo y/o gas recuperado de un yacimiento puede incluir un compuesto de azufre. El compuesto de azufre puede incluir ácido sulfhídrico, mercaptanos, sulfuros y disulfuros que no sean diácido sulfhídrico, o compuestos de azufre heterocíclicos por ejemplo tiofenos, benzotiofenos , o dibenzotiofenos de anillos sustituidos y condensados, o sus mezclas. En algunas modalidades, un compuesto de azufre del yacimiento puede convertirse a una formulación de disulfuro de
carbono. La conversión de al menos una porción del compuesto de azufre a una formulación de disulfuro de carbono puede realizarse por cualquier método conocido. Los métodos adecuados pueden incluir la reacción de oxidación del compuesto de azufre a azufre y/o dióxidos de azufre, y la reacción de azufre y/o dióxido de azufre con carbono y/o un un compuesto que contiene carbono para formar la formulación de disulfuro de carbono. La selección del método utilizado para convertir al menos una porción del compuesto de azufre a una formulación de disulfuro de carbono no es critica. En algunas modalidades, el agente miscible de recuperación mejorada de petróleo adecuado puede ser una formulación de disulfuro de carbono. La formulación de disulfuro de carbono puede incluir disulfuro de carbono y/o derivados de disulfuro de carbono, por ejemplo, tiocarbonatos , xantatos y sus mezclas; y opcionalmente uno o más de los siguientes: ácido sulfhídrico, azufre, dióxido de carbono, hidrocarburos y sus mezclas. En algunas modalidades, un método adecuado para producir una formulación de disulfuro de carbono se describe en la solicitud de patente de EE.UU. también pendiente con el número de serie 11/409,436, presentada el 19 de abril de 2006, con el número de legajo del caso TH2616. La solicitud de patente de EE.UU. con el número de serie 11/409,436 se incorpora en su totalidad como referencia a la presente.
En lo que respecta a la figura 2b, en algunas modalidades, se ilustra una distribución de pozos 200. La disposición 200 incluye un grupo de pozos 202 (representado por lineas horizontales) y un grupo de pozos 204 (representado por lineas diagonales) . En algunas modalidades, se inyecta un agente miscible de recuperación mejorada de petróleo en el grupo de pozos 204, y se recupera petróleo del grupo de pozos 202. Tal como se representa, el agente miscible de recuperación mejorada de petróleo posee un perfil de inyección 208, y se produce el perfil de recuperación de petróleo 206 en el grupo de pozos 202. En algunas modalidades, se inyecta el agente miscible de recuperación mejorada de petróleo en el grupo de pozos 202, y se recupera petróleo del grupo de pozos 204. Tal como se representa, el agente miscible de recuperación mejorada de petróleo posee un perfil de inyección 206, y se produce el perfil de recuperación de petróleo 208 en el grupo de pozos 204. En ciertas modalidades, el grupo de pozos 202 puede utilizarse para inyectar un agente miscible de recuperación mejorada de petróleo, y el grupo de pozos 204 puede utilizarse para producir petróleo y/o gas a partir del yacimiento por un primer periodo de tiempo; luego el grupo de pozos 204 puede utilizarse para inyectar un agente miscible de recuperación
mejorada de petróleo, y el grupo de pozos 202 puede utilizarse para producir petróleo y/o gas del yacimiento por un segundo período de tiempo, el primer y segundo períodos de tiempo comprenden un ciclo. En algunas modalidades, pueden realizarse múltiples ciclos que incluyen alternar grupos de pozos 202 y 204 entre la inyección de un agente miscible de recuperación mejorada de petróleo, y producir petróleo y/o gas desde el yacimiento, en el que un grupo de pozos está inyectando y el otro produciendo por un primer período de tiempo, y luego se cambian durante un segundo período de tiempo. En algunas modalidades, un ciclo puede ser de aproximadamente 12 horas a aproximadamente 1 año, o de aproximadamente 3 días a aproximadamente 6 meses, o de aproximadamente 5 días a aproximadamente 3 meses . En algunas modalidades, cada ciclo puede aumentar en el tiempo, por ejemplo, cada ciclo puede ser de aproximadamente 5% a aproximadamente 10% más extenso que el ciclo anterior, por ejemplo, aproximadamente 8% más extenso. En algunas modalidades, puede inyectarse un agente miscible de recuperación mejorada de petróleo o una mezcla que incluye un agente miscible de recuperación mejorada de petróleo al inicio de un ciclo, y un agente inmiscible de recuperación mejorada de petróleo o una mezcla que incluye un agente inmiscible de recuperación mejorada de petróleo puede
inyectarse al final del ciclo. En algunas modalidades, el inicio de un ciclo puede ser el primer . 10% hasta aproximadamente 80% de un ciclo, o el primer 20% hasta aproximadamente 60% de un ciclo, el primer 25% a aproximadamente 40% del ciclo, y el final puede ser el resto del ciclo. En algunas modalidades, los agentes miscibles de recuperación mejorada de petróleo adecuados incluyen disulfuro de carbono, ácido sulfhídrico, dióxido de carbono, octano, pentano, LPG, hidrocarburos alifáticos C2-C6, nitrógeno, diesel, alcoholes minerales, disolvente de nafta, disolvente de asfalto, queroseno, acetona, xileno, tricloroetano, o mezclas de dos o más de los anteriores, u otros agentes miscibles de recuperación mejorada de petróleo conocidos en el campo. En algunas modalidades, los agentes miscibles de recuperación mejorada de petróleo adecuados son miscibles en un primer contacto o miscibles en múltiples contactos con el petróleo del yacimiento. En algunas modalidades, los agentes inmiscibles de recuperación mejorada de petróleo adecuados incluyen agua en forma líquida o gaseosa, aire, mezclas de dos o más de los anteriores, u otros agentes inmiscibles de recuperación mejorada de petróleo conocidos en el campo. En algunas modalidades, los agentes inmiscibles de recuperación mejorada de petróleo adecuados no son miscibles en un primer contacto o
en múltiples contactos con petróleo en el yacimiento. En algunas modalidades, los agentes inmiscibles y/o miscibles de recuperación mejorada de petróleo inyectados en el yacimiento pueden recuperarse del petróleo y/o gas producido y luego reinyectarse en el yacimiento. En algunas modalidades, el petróleo presente en el yacimiento antes de la inyección de agentes de recuperación de petróleo mejorados posee una viscosidad de al menos 100 centipoise, o al menos 500 centipoise, o al menos 1000 centipoise, o al menos 2000 centipoise, o al menos aproximadamente 5000 centipoise, o al menos aproximadamente 10000 centipoise. En algunas modalidades, el petróleo presente en el yacimiento antes de la inyección de cualquier agente de recuperación de petróleo mejorado posee viscosidades de hasta aproximadamente 5000000 centipoise, o hasta 2000000 centipoise, o hasta aproximadamente 1000000 centipoise, o hasta aproximadamente 500000 centipoise. En lo que respecta a la figura 2c, en algunas modalidades de la invención, se describe una distribución de pozos 200. La disposición 200 incluye un grupo de pozos 202 (representado por líneas horizontales) y un grupo de pozos 204 (representado por líneas diagonales) . En algunas modalidades, el agente miscible de recuperación mejorada de petróleo se inyecta en el grupo de pozos 204, y se recupera el petróleo del grupo de pozos 202.
Tal como se representa, el agente miscible de recuperación mejorada de petróleo posee un perfil de inyección 208 , y la superposición 210 con el perfil de recuperación de petróleo 206 se produce en el grupo de pozos 202 . En algunas modalidades, el agente miscible de recuperación mejorada de petróleo se inyecta en el grupo de pozos 202 , y se recupera el petróleo del grupo de pozos 204 . Tal como se representa, el agente miscible de recuperación mejorada de petróleo posee un perfil de inyección 206 , y la superposición 210 con el perfil de recuperación de petróleo 208 se produce en el grupo de pozos 204 . La liberación de al menos una porción del agente miscible de recuperación mejorada de petróleo y/u otros líquidos y/o gases puede realizarse por cualquier método conocido. Un método adecuado es la inyección de la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo en un solo conducto en un solo pozo, lo que permite la inmersión de la formulación de disulfuro de carbono, y luego bombear al menos una porción de la formulación de disulfuro de carbono con gas y/o líquidos. Otro método adecuado es inyectar la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo en un primer pozo, y bombear hacia fuera al menos una porción de la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo con gas y/o líquidos a través del segundo pozo. La selección del método utilizado para inyectar al menos una porción de la formulación miscible
de recuperación mejorada de petróleo y/u otros líquidos y/o gases no es crítica. En algunas modalidades, la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo y/u otros líquidos y/o gases puede bombearse hacia un yacimiento a una presión superior a la presión de fractura del yacimiento. En algunas modalidades, la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo puede mezclarse con petróleo y/o gas en un yacimiento para formar una mezcla que puede recuperarse de un pozo. En algunas modalidades, puede inyectarse una cantidad de formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo en un pozo, seguido de otro componente para desplazar a la formulación a través del yacimiento. Por ejemplo, pueden utilizarse aire, agua en forma de líquido o vapor, dióxido de carbono, otros gases, otros líquidos, y/o mezclas de los mismos para desplazar a la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo a través del yacimiento. En algunas modalidades, la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo puede calentarse antes de inyectarse en el yacimiento para disminuir la viscosidad de los fluidos en el yacimiento, por ejemplo, aceites pesados, parafinas, asfáltenos, etc. En algunas modalidades, la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo puede calentarse y/o
vaporizarse mientras se encuentra dentro del yacimiento, con el uso de un fluido calentado o un calentador, para disminuir la viscosidad de los fluidos en el yacimiento. En algunas modalidades, puede utilizarse agua calentada y/o vapor para calentar y/o vaporizar la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo en el yacimiento. En algunas modalidades, la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo puede calentarse y/o ponerse en ebullición mientras se encuentra dentro del yacimiento, con el uso de un calentador. Un calentador adecuado se describe en la solicitud de patente de los Estados Unidos con el número de serie 10/693,816, presentada el 24 de octubre de 2003, con el número de legajo del caso TH2557. La solicitud de patente de los Estados Unidos con el número de serie 10/693,816 se incorpora en su totalidad como referencia a la presente. En lo que respecta a las figuras 3a y 3b, en algunas modalidades de la invención, se ilustra el sistema 300. El sistema 300 incluye el yacimiento subterráneo 302, el yacimiento subterráneo 304, el yacimiento subterráneo 306, y el yacimiento subterráneo 308. La instalación de producción 310 es superficial. El pozo 312 atraviesa el yacimiento 302 y 304, y posee aberturas en el yacimiento 306. Las porciones 314 del yacimiento 306 pueden fracturarse y/o perforarse opcionalmente . Durante la producción primaria, se produce petróleo y gas del yacimiento 306 en las porciones 314, en los
pozos 312, y se traslada hasta la instalación 310. La instalación 310 luego separa el gas, que se envía a procesamiento de gas 316, y el líquido que se envía a la reserva de líquido 318. La instalación 310 también incluye una reserva de formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo 330. Tal como se muestra en la figura 3a, la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo puede bombearse hacia el interior del pozo 312, lo que se representa con una flecha descendente y se bombea hacia el yacimiento 306. La formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo puede sumergirse en el yacimiento durante un período de tiempo de aproximadamente 1 hora a aproximadamente 15 días, por ejemplo, de aproximadamente 5 a aproximadamente 50 horas. Luego del período de inmersión, tal como se muestra en la figura 3b, la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo y el petróleo y/o gas se produce nuevamente a través del pozo 312 hacia la instalación 310. La instalación 310 está adaptada para separar y/o reciclar la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo, por ejemplo, por ebullición de la formulación, condensación de la misma o filtración de la misma o su reacción, luego se reinyecta la formulación en el pozo 312, por ejemplo por repetición del ciclo de inmersión que se representa en las figuras 3a y 3b de aproximadamente 2 a aproximadamente 5 veces .
En algunas modalidades, la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo puede bombearse hacia el yacimiento 306 por debajo de la presión de fractura del yacimiento, por ejemplo, de aproximadamente 40% a aproximadamente 90% de la presión de fractura. En algunas modalidades, el pozo 312 que se representa en la figura 3a inyectando al yacimiento 306 puede ser representativo de un pozo en un grupo de pozos 202, y el pozo 312 tal como se representa en la figura 3b que se produce yacimiento 306 puede ser representativo de un pozo en el grupo de pozos 204. En algunas modalidades, el pozo 312 que se representa en la figura 3a inyectando al yacimiento 306 puede ser representativo de un pozo en un grupo de pozos 204, y el pozo 312 tal como se representa en la figura 3b produciendo del yacimiento 306 puede ser representativo de un pozo en un grupo de pozos 202. En lo que respecta a la figura 3c, en algunas modalidades de la invención, se ilustra el sistema 400. El sistema 400 incluye el yacimiento subterráneo 402, el yacimiento 404, el yacimiento 406, y el yacimiento 408. La instalación de producción 410 es superficial. El pozo 412 atraviesa el yacimiento 402 y 404 posee aberturas en el yacimiento 406. Las porciones del yacimiento 414 pueden fracturarse y/o perforarse opcionalmente . A medida que se produce el petróleo y el gas
del yacimiento 406 ingresa a las porciones 414, y se transporta por el pozo 412 hacia la instalación de producción 410. Pueden separarse el gas y el líquido, y el gas puede enviarse a la reserva de gas 416, y el líquido puede enviarse a la reserva de líquido 418. La instalación de producción 410 es capaz de producir y/o almacenar formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo, que puede producirse y almacenarse en la producción/almacenamiento 430. El ácido sulfhídrico y/u otros compuestos que contienen azufre del pozo 412 pueden enviarse a producción/almacenamiento 430 de la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo. La formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo se bombea por el pozo 432, a las porciones 434 del yacimiento 406. La formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo atraviesa el yacimiento .406 para ayudar en la producción de petróleo y gas, y luego la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo, el petróleo y/o gas pueden producirse en el pozo 412, hacia la instalación de producción 410. La formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo puede entonces reciclarse, por ejemplo, por ebullición de la formulación, condensarse, o filtrarse o ponerse a reaccionar, y luego reinyectar la formulación en el pozo 432. En ciertas modalidades, una cantidad de formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo o formulación
miscible de recuperación mejorada de petróleo mezclada con otros componentes puede inyectarse al pozo 432, seguido de otro componente para desplazar a la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo o a la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo mezclada con otros componentes a través del yacimiento 406, por ejemplo, aire; agua en forma de gas o líquido; agua mezclada con una o más sales, polímeros, y/o surfactantes ; dióxido de carbono; otros gases; otros líquidos; y/o mezclas de los mismos. En algunas modalidades, el pozo 412 que produce petróleo y/o gas es representativo de un pozo en el grupo de pozos 202, y el pozo 432 que se utiliza para inyectar formulaciones miscibles de recuperación mejorada de petróleo es representativo de un pozo en el grupo de pozos 204. En algunas modalidades, el pozo 412 que produce petróleo y/o gas es representativo de un pozo en el grupo de pozos 204, y el pozo 432 que se utiliza para inyectar formulaciones miscibles de recuperación mejorada de petróleo es representativo de un pozo en el grupo de pozos 202. En lo que respecta a la figura 4, en algunas modalidades de la invención, se ilustra el método 500. El método 500 incluye inyectar una formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo indicada con un patrón de tablero de damas; inyectar una formulación inmiscible de recuperación mejorada de petróleo indicada en patrón diagonal; y producir
petróleo y/o gas a partir del yacimiento indicado por un patrón blanco. Los tiempos de inyección y producción para un grupo de pozos 202 se representan con la línea de tiempo superior, mientras que los tiempos para la inyección y la producción para el grupo de pozos 204 se representa por la línea de tiempo inferior. En ciertas modalidades, en el tiempo 520 , se inyecta la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo en el grupo de pozos 202 por un período de tiempo 502 , mientras se produce petróleo y/o gas a partir del grupo de pozos 204 por un período de tiempo 503 . Luego, se inyecta la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo en el grupo de pozos 204 por un periodo de tiempo 505 , mientras que se produce petróleo y/o gas a partir del grupo de pozos 202 por un período de tiempo 504 . Este ciclo de inyección/producción para los grupos de pozos 202 y 204 puede continuarse para un número de ciclos, por ejemplo, de aproximadamente 5 a aproximadamente 25 ciclos. En algunas modalidades, en el tiempo 530 , puede existir en el yacimiento una cavidad que se debe al petróleo y/o gas producido durante el tiempo 520 . Durante el tiempo 530 , solamente puede llenarse el borde delantero de la cavidad con una formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo, que luego se empuja a través del yacimiento con una
formulación inmiscible de recuperación mejorada de petróleo. La formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo puede inyectarse en el grupo de pozos 202 durante un período de tiempo 506, luego puede inyectarse la formulación inmiscible de recuperación mejorada de petróleo en un grupo de pozos 202 por un período de tiempo 508, mientras que puede producirse petróleo y/o gas a partir del grupo de pozos 204 por un período de tiempo 507. Luego puede inyectarse la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo en un grupo de pozos 204 por un período de tiempo 509, luego puede inyectarse la formulación inmiscible de recuperación mejorada de petróleo en un grupo de pozos 204 por un período de tiempo 511, mientras se produce petróleo y/o gas a partir del grupo de pozos 202 por un período de tiempo 510. Este ciclo de inyección/producción para los grupos de pozos 202 y 204 puede continuarse por un número de ciclos, por ejemplo, de aproximadamente 5 a aproximadamente 25 ciclos. En algunas modalidades, en el tiempo 540, puede existir una comunicación hidráulica significativa entre el grupo de pozos 202 y el grupo de pozos 204. La formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo puede inyectarse en un grupo de pozos 202 por un período de tiempo 512, luego puede inyectarse formulación inmiscible de recuperación mejorada de petróleo al grupo de pozos 202 por un período de tiempo 514 mientras se produce petróleo y/o gas del grupo de pozos 204
por un período de tiempo 515 . El ciclo de inyección de las formulaciones miscibles e inmiscibles de recuperación mejorada de petróleo en el grupo de pozos 202 mientras se produce petróleo y/o gas del grupo de pozos 204 puede continuarse cuanto se desee, por ejemplo, siempre que el petróleo y/o gas se produzca del grupo de pozos 204 . En algunas modalidades, los períodos 502 , 503 , 504 , y/o 505 pueden ser de aproximadamente 6 horas a aproximadamente 10 días, por ejemplo, de aproximadamente 12 horas a aproximadamente 72 horas, o de aproximadamente 24 horas a aproximadamente 48 horas. En algunas modalidades, cada uno de los períodos 502 , 503 , 504 , y/o 505 puede aumentar en duración desde el tiempo 520 al tiempo 530 . En algunas modalidades, cada uno de los períodos 502 ,
503 , 504 , y/o 505 puede continuar desde el tiempo 520 hasta el tiempo 530 durante aproximadamente 5 a 25 ciclos, por ejemplo, de aproximadamente 10 a aproximadamente 15 ciclos. En algunas modalidades, el período 506 es de aproximadamente 10% a aproximadamente 50% de la duración combinada del período 506 y el período 508 , por ejemplo, de aproximadamente 20% a aproximadamente 40% , o de aproximadamente 25% a aproximadamente 33 % . En algunas modalidades, el período 509 es de aproximadamente 10% a aproximadamente 50% de la duración
combinada del período 509 y el período 511 , por ejemplo, de aproximadamente 20% a aproximadamente 40% , o de aproximadamente 25% a aproximadamente 33 % . En algunas modalidades, la duración combinada del período 506 y el período 508 es de aproximadamente 2 días a aproximadamente 21 días, por ejemplo, de aproximadamente 3 días a aproximadamente 14 días, o de aproximadamente 5 días a aproximadamente 10 días. En algunas modalidades, la duración combinada del período 509 y el período 511 es de aproximadamente 2 días a aproximadamente 21 días, por ejemplo, de aproximadamente 3 días a aproximadamente 14 días, o de aproximadamente 5 días a aproximadamente 10 días. En algunas modalidades, la duración combinada del período 512 y el período 514 es de aproximadamente 2 días a aproximadamente 21 días, por ejemplo, de aproximadamente 3 días a aproximadamente 14 días, o de aproximadamente 5 días a aproximadamente 10 días. En algunas modalidades, el petróleo y/o gas producido puede transportarse a una refinería y/o instalación de tratamiento. El petróleo y/o gas puede procesarse para producir productos comerciales tales como petróleo de transporte como gasolina y diesel, combustible de calentamiento, lubricantes, químicos y/o polímeros. El procesamiento puede incluir destilación y/o destilación
fraccional del petróleo y/o gas para producir una o más fracciones destiladas. En algunas modalidades, el petróleo y/o gas, y/o una o más fracciones destiladas pueden someterse a un proceso de uno o más de los siguientes: Craqueo catalítico, hidrocraqueo, hidrotratamiento, coquización, craqueo térmico, destilación, reformación, polimerización, isomerización, alquilación, mezclado, y desparafinado . Modalidades Ilustrativas: En una modalidad de la invención, se proporciona un sistema para producir petróleo y/o gas a partir de un yacimiento subterráneo que incluye una primera disposición de pozos dispersados por encima del yacimiento; una segunda disposición de pozos dispersados por encima del yacimiento; en la que la primera disposición de pozos incluye un mecanismo para inyectar una formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo en el yacimiento mientras la segunda disposición de pozos incluye un mecanismo para producir petróleo y/o gas del yacimiento por un primer período de tiempo; y en el que la segunda disposición de pozos incluye un mecanismo para inyectar una formulación miscible de recuperación mejorada de petróleos en el yacimiento mientras que la primera disposición de pozos incluye un mecanismo para producir petróleo y/o gas del yacimiento por un segundo período de tiempo. En algunas modalidades, un pozo en la primera disposición de pozos se encuentra a una distancia de
metros a 1 kilómetro de uno o más pozos adyacentes en la segunda disposición de pozos. En algunas modalidades, el yacimiento subterráneo está debajo de un cuerpo de agua. En algunas modalidades, el sistema también incluye un mecanismo para inyectar una formulación inmiscible de recuperación mejorada de petróleo en el yacimiento, luego de liberar la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo al yacimiento. En algunas modalidades, el sistema también incluye una formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo seleccionada del grupo que consiste de una formulación de disulfuro de carbono, ácido sulfhídrico, dióxido de carbono, octano, pentano, LPG, hidrocarburos alifáticos C2-C6, nitrógeno, diesel, alcoholes minerales, disolvente de nafta, disolvente de asfalto, queroseno, acetona, xileno, tricloroetano, y sus mezclas. En algunas modalidades, el sistema también incluye una formulación inmiscible de recuperación mejorada de petróleo seleccionada del grupo que consiste de agua en forma de gas o líquido, aire y sus mezclas. En algunas modalidades, la primera disposición de pozos incluye de 5 a 500 pozos, y la segunda disposición de pozos incluye de 5 a 500 pozos. En algunas modalidades, el sistema también incluye una formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo que incluye una formulación de disulfuro de carbono. En algunas modalidades, el sistema también incluye un mecanismo para producir una formulación de
disulfuro de carbono. En algunas modalidades, el yacimiento subterráneo incluye un petróleo con una viscosidad de 100 a 5,000,000 centipoise. En algunas modalidades, la primera disposición de pozos incluye un perfil de formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo en el yacimiento, y la segunda disposición de pozos incluye un perfil de recuperación de petróleo en el yacimiento, el sistema también incluye una superposición entre el perfil de formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo y el perfil de recuperación de petróleo. En una modalidad de la invención, se proporciona un método para producir petróleo y/o gas que incluye inyectar una formulación de disulfuro de carbono en un yacimiento durante un primer período de tiempo a partir de un primer pozo; y luego inyectar una formulación inmiscible de recuperación mejorada de petróleo en el yacimiento durante un segundo período de tiempo a partir del primer pozo, para desplazar la formulación de disulfuro de carbono a través del yacimiento; y producir petróleo y/o gas a partir del yacimiento desde un segundo pozo. En algunas modalidades, el método también incluye recuperar formulación de disulfuro de carbono del petróleo y/o gas si existe, y luego inyectar al menos una porción de la formulación de disulfuro de carbono recuperada en el yacimiento. En algunas modalidades, la inyección de formulación de disulfuro de carbono incluye inyectar al menos
una porción de la formulación de disulfuro de carbono en el yacimiento en una mezcla con uno o más hidrocarburos; compuestos de azufre que no sean disulfuro de carbono; dióxido de carbono; monóxido de carbono; o sus mezclas. En algunas modalidades, el método también incluye calentar la formulación de disulfuro de carbono antes de inyectar la formulación de disulfuro de carbono en el yacimiento, o mientras se encuentra dentro del yacimiento. En algunas modalidades, la formulación de disulfuro de carbono se inyecta a una presión de 0 a 37 , 000 kilopascales por encima de la presión inicial del yacimiento, medida antes del inicio de la inyección de disulfuro de carbono. En algunas modalidades, el yacimiento subterráneo incluye una permeabilidad de 0 . 0001 a 15 Darcy, por ejemplo una permeabilidad de 0 . 001 a 1 Darcy. En algunas modalidades, cualquier petróleo presente en el yacimiento subterráneo antes de inyectar la formulación de disulfuro de carbono, tiene un contenido de azufre de 0 . 5% a 5% , por ejemplo de 1% a 3 % . En algunas modalidades, el método también incluye convertir al menos una porción del petróleo y/o gas recuperado a un material seleccionado del grupo que consiste de combustibles de transporte como gasolina y diesel, combustible de calentamiento, lubricantes, químicos y/o polímeros. En otra modalidad de la invención, se proporciona un método para producir petróleo y/o gas que incluye inyectar una formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo en
un yacimiento durante un primer período de tiempo desde un primer pozo; producir petróleo y/o gas del yacimiento desde un segundo pozo por un primer período de tiempo; inyectar una formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo en un yacimiento durante un segundo período de tiempo desde el segundo pozo; y producir petróleo y/o gas del yacimiento desde el primer pozo por un segundo período de tiempo. En algunas modalidades, el primer y segundo períodos de tiempo incluyen un ciclo, el ciclo puede ser de 12 horas a 1 año. En algunas modalidades, el método también incluye inyectar una formulación inmiscible de recuperación mejorada de petróleo en el yacimiento por un período de tiempo posterior al primer período de tiempo y anterior al segundo período de tiempo desde el primer pozo, para empujar a la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo a través del yacimiento. En algunas modalidades, el método también incluye inyectar una formulación inmiscible de recuperación mejorada de petróleo en el yacimiento por un período de tiempo posterior al segundo período de tiempo desde el segundo pozo, para empujar a la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo a través del yacimiento. En algunas modalidades, el petróleo y/o gas producido incluye un compuesto de azufre, y además incluye convertir el compuesto de azufre en una formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo. En algunas modalidades, la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo
incluye una formulación de disulfuro de carbono. En algunas modalidades, el método también incluye calentar la formulación miscible de recuperación mejorada de petróleo por ejemplo, con un calentador en el yacimiento. Los expertos en la técnica verán que pueden hacerse diversas modificaciones y variaciones en los términos de las modalidades, las configuraciones, los materiales y los métodos descritos, sin apartarse del alcance y espíritu de la invención. De acuerdo con esto, el alcance de las reivindicaciones adjuntas y sus equivalentes funcionales no deben limitarse por modalidades particulares descritas e ilustradas en la presente, las cuales son de carácter descriptivo meramente. Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el convencional para la manufactura de los objetos a que la misma se refiere.