MX2010011594A

MX2010011594A - Metodo para incrementar la recuperacion de hidrocarburos.

Info

Publication number: MX2010011594A
Application number: MX2010011594A
Authority: MX
Inventors: Myron I Kuhlman
Original assignee: World Energy Systems Inc
Priority date: 2008-04-30
Filing date: 2009-04-21
Publication date: 2010-12-06
Also published as: US8091636B2; RU2510455C2; US8820420B2; CN103758495A; CN102076930A; CA2722430A1; CN102076930B; RU2553802C2; RU2010148789A; CN103758495B; US20090272532A1; RU2013156617A; CA2722430C; BRPI0911590A2; MX367273B; WO2009134643A2; US20120103605A1; WO2009134643A3

Abstract

La invención se relaciona a métodos para incrementar la recuperación de hidrocarburos desde un depósito subterráneo. Un método puede incluir las etapas de inyectar un primer fluido en un primer pozo horizontal en el depósito mediante un primer dispositivo; producir hidrocarburos desde un segundo pozo horizontal dispuesto abajo del primer pozo; inyectar un segundo fluido en un tercer pozo lateralmente desalineado de cada uno del primero y segundo pozo mientras que se continúan produciendo hidrocarburos desde el segundo pozo; y selectivamente suspender la inyección en el primer pozo cuando el segundo pozo está en comunicación fluida con el tercer pozo. El primero y segundo fluido pueden comprender vapor, dióxido de carbono, oxígeno, o combinaciones de los mismos. La inyección en el primer pozo selectivamente puede ser suspendida cuando la presión en el primer pozo se incrementa a una primera presión de inyección.

Description

MÉTODO PARA INCREMENTAR LA RECUPERACIÓN DE HIDROCARBUROS ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Campo de la Invención Las modalidades de la invención se relacionan generalmente a métodos para incrementar la¦ recuperación de hidrocarburos desde un depósito subterráneo.

Descripción de la Técnica Relacionada El aceite se puede separar generalmente en clases o grados de acuerdo con su viscosidad y densidad. Los grados de aceite que tienen una alta viscosidad y densidad pueden ser más difíciles de producir desde un depósito hasta la superficie. En particular, el aceite extrapesado requiere técnicas de recuperación de aceite mejoradas para la producción. En la siguiente descripción, el término genérico "aceite" incluye hidrocarburos, tal como aceite extrapesado, así como también grados menos viscosos de aceite.

Una gran porción de las reservas de petróleo potenciales del mundo está en la forma de aceite pesado o extrapesado, tal como el Orinoco Belt en Venezuela, las arenas petrolíferas en Canadá, y el Depósito Ugnu en Alaska del Norte. Actualmente, algunos depósitos de aceite existentes son explotados usando técnicas de recuperación térmicas mejoradas o técnicas basadas en solvente que dan por resultado una eficiencia de recuperación en el intervalo de 20% a 25%. La técnica térmica más común es la inyección de vapor mediante la cual la entalpia de calor del vapor se transfiere al aceite mediante condensación. El calentamiento reduce la viscosidad del aceite para permitir el drenaje y recolección por gravedad. De esta' manera, la recuperación de aceite es alta si la temperatura se puede mantener cerca de la temperatura del vapor inyectado. Métodos bien conocidos tales como Estimulación de Vapor Cíclico ("CSS") , Inyección de Pozo de Impulsión ("Impulsión"), y Drenaje de Gravedad Asistido por Vapor ("SAGD") se pueden usar para recuperar aceite en la reservas potenciales mencionadas anteriormente.

El método CSS usa un solo pozo vertical. El vapor se inyecta dentro del pozo desde un generador de vapor en la superficie. Después de permitir que el depósito se empape con el vapor durante una cantidad de tiempo seleccionada, el aceite luego se produce desde el mismo pozo. Cuando la producción declina, este proceso se repite simplemente. Además, puede ser requerida una bomba para bombear el aceite calentado a la superficie. Si es así, la bomba se remueve cada que el vapor se inyecta, y luego se reemplaza después de la inyección.

El método de impulsión usa un pozo vertical, conocido como un pozo de impulsión o inyector, y un pozo casi lateralmente espaciado, conocido como un pozo de producción. El vapor se inyecta continuamente dentro del pozo de impulsión desde un generador de vapor en la superficie para calentar el aceite en el depósito circundante. El frente de vapor luego impulsa el aceite calentado dentro del pozo de producción para la producción.

El método SAGD usa dos pozos horizontales, un pozo dispuesto arriba y paralelo al otro. El pozo superior es conocido como el pozo inyector y el pozo inferior es conocido como el pozo de producción. Cada pozo puede tener una tubería ranurad . El vapor se inyecta continuamente dentro del pozo superior para calentar el aceite en el depósito circundante. El vapor, con la asistencia de gravedad, causa que el aceite fluya y se drene dentro del pozo inferior. El aceite luego se produce desde el pozo inferior hasta la superficie.

Estos métodos tienen muchas ventajas y desventajas. Conforme se incrementa el número de depósitos de aceite potenciales se incrementa la complejidad de las condiciones de operación de estos depósitos, existe una necesidad continua por más técnicas y métodos de recuperación de aceite mejorados eficientes.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN La invención se relaciona a un método de drenaje de gravedad asistido por vapor y de impulsión combinado para producir aceite desde un depósito subterráneo. Una modalidad incluye el uso de generadores de vapor de fondo de pozo u otros dispositivos de mezclado de fondo de pozo para incrementar la producción de aceite. Una modalidad adicional incluye el uso de dióxido de carbono y oxigeno en exceso para incrementar la recuperación de aceite.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS De modo que la manera en la cual los aspectos citados anteriormente de la invención se puedan entender con detalle, una descripción más particular de las modalidades de la invención, brevemente resumidas en lo anterior, se puede tener por referencia a las modalidades, algunas de las cuales se ilustran en los dibujos adjuntos. Se va a observar, sin embargo, que los dibujos adjuntos ilustran únicamente modalidades típicamente de esta invención y por lo tanto no se van a considerar limitantes de su alcance, para la invención se pueden admitir otra modalidades igualmente efectivas.

La FIG. 1 es una operación SAGD.

La FIG. 2 es una operación de Impulsión.

La FIG. 3 es una comparación de las operaciones SAGD y de Impulsión.

La FIG. 4 es una operación SAGD/Impulsión/DHSG.

La FIG. 5 es una comparación de las operaciones SAGD, Impulsión, y combinadas.

La FIG. 6 es una comparación del efecto del dióxido de carbono y oxígeno en exceso introducidos en la operación SAGD/Impulsión.

La FIG. 7 es una comparación del efecto del dióxido de carbono en exceso introducido en la operación SAGD/Impulsión/DHSG.

La FIG. 8 es una comparación del efecto del espaciamiento del pozo de inyección en la operación SAGD.

La FIG. 9 es una comparación del efecto de la viscosidad de aceite en la operación SAGD/Impulsión/DHSG.

La FIG. 10 es un diagrama de densidad contra temperatura del dióxido de carbono.

DESCRIPCIÓN DETALLADA Las modalidades de la invención se relacionan generalmente a métodos para incrementar la recuperación de aceite desde un depósito. De acuerdo con una modalidad, se proporciona el uso de una combinación de una operación SAGD y de Impulsión, con el uso de generadores de vapor de fondo de pozo ("DHSG") u otros dispositivos de mezclado de fondo de pozo, dióxido de carbono en exceso y oxigeno en exceso. Como se establece en este documento, la invención se describirá en lo que se refiere a los DHSGs. Se va a observar, sin embargo, que los aspectos de la invención no se limitan al uso con DHSGs, sino son igualmente aplicables para usarse con otros tipos de dispositivos de mezclado, de fondo de pozo. Para entender mejor la novedad de la invención y los métodos de uso de la misma, se hace referencia a partir de ahora a los dibujos acompañantes.

La FIG.' 1 muestra una operación SAGD 10. La operación SAGD 10 es un método usado para producir aceite de baja movilidad al reducir suficiente la viscosidad del aceite para que el aceite se drene por gravedad abajo de los lados de un calderin 19 a un pozo de producción 13 colocado en el fondo de un depósito. La operación SAGD 10 incluye un pozo inyector 11 posicionado arriba del pozo de producción 13, cada uno de los pozos que incluye una trayectoria horizontal. La distancia entre las trayectorias horizontales de cada pozo puede variar ampliamente dependiendo de las condiciones del depósito. En una modalidad, un intervalo de la distancia entre el pozo inyector SAGD 11 y el pozo de producción 13 es de aproximadamente 7.92 metros a aproximadamente 11.58 metros (26 pies a aproximadamente 38 pies). En una modalidad alternativa, el intervalo de la distancia entre los pozos es de aproximadamente 4.57 metros a aproximadamente 15.24 metros (15 pies a aproximadamente 50 pies). El aceite de drenaje 15 generado durante la operación SAGD 10 se vacia dentro del pozo de producción 13. Un DHSG 17 (más totalmente discutido posteriormente) se puede localizar en el talón del pozo inyector 11). Una ventaja de la operación SAGD 10 incluye generalmente una proporción acelerada de la producción de aceite ..

Como se muestra en la FIG. 1, la saturación de aceite (S0Ü) que circunda inmediatamente la trayectoria horizontal del pozo inyector 11 y arriba de la trayectoria horizontal del pozo de producción 13 varia de aproximadamente cero a aproximadamente 9 por ciento. La saturación de aceite se aumenta incrementadamente conforme la distancia de la operación SAGD 10 se incrementa; el intervalo incluye aproximadamente 9 por ciento cerca de los pozos 11 y 13 a aproximadamente 75 por ciento más alejado de los pozos 11 y 13. También, el intervalo de saturación de aceite de aproximadamente cero a aproximadamente 30 por ciento se extiende más allá de la operación SAGD 10 en la parte superior de la formación, relativo con el fondo, formando un perfil de saturación de inclinación hacia abajo. El drenaje por gravedad contribuye al perfil de saturación de inclinación puesto que el aceite de drenaje 15 se dirige desde una posición elevada hasta una posición inferior del pozo de producción 13 está localizado.

La FIG. 2 muestra una operación de Impulsión 20. La operación de Impulsión 20 es un método usado para producir aceite de movilidad más alta donde el vapor inyectado dentro del depósito puede viajar una distancia, forma un calderin 29, y produce aceite por la vía de la combinación de la segregación de gravedad desde el calderin 29 y la inundación de agua caliente (formada mediante la condensación del vapor en el depósito) del aceite hacia un pozo de producción 25 colocado en el fondo del depósito. La operación de impulsión 20 incluye un pozo de impulsión o inyector 23 separado lateralmente del pozo, de producción 25, cada uno de los pozos incluye una trayectoria horizontal. En una modalidad alternativa, el pozo inyector 23 incluye únicamente una trayectoria vertical. La distancia lateral entre los pozos puede variar ampliamente dependiendo de las condiciones del depósito. En una modalidad, la distancia lateral entre el pozo inyector de impulsión 23 y el pozo de producción 25 es menor que aproximadamente 152.4 metros (500 pies).. En una modalidad alternativa, un intervalo de la distancia lateral entre los pozos es de aproximadamente 152.4 metros a aproximadamente 213.36 metros (500 pies a aproximadamente 700 pies) . Un DHSG 27 se puede localizar en el talón del pozo inyector 23. Una ventaja de la operación de impulsión 20 incluye generalmente un incremento en la producción de aceite final .

Como se muestra en la FI6. 2, la temperatura que circunda inmediatamente el pozo inyector 23 está en el intervalo de aproximadamente 239-262 grados Celsius, lo cual forma un gradiente térmico que se extiende desde la trayectoria horizontal del pozo inyector 23 hasta la trayectoria horizontal del pozo de producción 25. El gradiente térmico disminuye de manera incrementada en temperaturas cerca de la parte superior y, aún más rápidamente, cerca del fondo de la formación. El intervalo de temperatura incluye aproximadamente 262 grados Celsius más cerca al pozo inyector 23 a abajo de aproximadamente 28 grados Celsius más cerca del pozo de producción 25. La temperatura más fría en la formación está en la trayectoria vertical del pozo de producción 25, es decir abajo de aproximadamente 52 grados Celsius. Dependiendo de las condiciones de los pozos y la temperatura de los fluidos inyectados dentro de los pozos, el intervalo de temperatura puede extenderse arriba y abajo del intervalo de temperatura de 28-262 grados Celsius.

El DHSG está diseñado para generar, hacer escapar, e inyectar vapor de alta temperatura, asi como también otros gases, tal como dióxido de carbono y oxigeno en exceso, dentro de un pozo. Un quemador dispuesto en el DHSG se usa para quemar el combustible y fluidos calientes, tal como agua, que se suministran al quemador desde la superficie. El DHSG tiene la ventaja de generar vapor y otros gases en el fondo del pozo antes que en la superficie. Esta ventaja puede ser evidente por un ejemplo en el cual una formación contiene una capa de permafrost entre la superficie y el depósito de aceite o el depósito está abajo de un piso de océano congelado, y los gases calientes inyectados desde la superficie podrían fundir la permafrost o el gas se hidrata en los sedimentos de fondo, causando que la formación circundante se expanda y colapse potencialmente los pozos perforados. Si la fusión de la permafrost o las pérdidas de calor no son una preocupación, entonces los diversos fluidos discutidos se pueden mezclar en un dispositivo de mezclado de fondo de pozo tal como ün mezclador estático.

El dióxido de carbono puede ser un aditivo muy benéfico para el vapor cuando se inyecta dentro de un depósito de aceite. Las altas concentraciones de dióxido de carbono pueden acelerar la producción de aceite inicial de una operación SAGD y pueden ayudar a producir aceite más rápido en una operación SAGD o de impulsión. El dióxido de carbono también se puede usar para enfriar el quemador en el DHSG. Finalmente, dependiendo de las condiciones de un depósito de aceite, el dióxido de carbono en un estado liquido es muy soluble en aceite de temperatura más baja.

El oxigeno también es un aditivo muy benéfico para algunas operaciones de recuperación de aceite mejoradas térmicas. El oxigeno en exceso puede quemar cualquier aceite residual caliente cerca del DHSG y puede eliminar cualquier monóxido de carbono, el cual no es muy soluble en aceite, puede generar dióxido de carbono, el cual es muy soluble en aceite más frío, y evita la generación de coque que puede tapar la formación. Además, el oxigeno puede generar extra energía de la combustión del aceite en el depósito y vapor del agua en el depósito.

La FIG. 3 muestra una comparación de la recuperación en su lugar de aceite original ("OOIP") entre una operación SAGD 30 y una operación de Impulsión 35. La operación de Impulsión 35 incluye un espaciamiento de 50.29 metros (165 pies) entre el pozo inyector de Impulsión y de producción. La velocidad inicial de la producción de aceite de la operación SAGD 30 es más alta que aquella de la operación de Impulsión 35 debido a que el aceite está caliente, tiene una baja viscosidad, y tiene que moverse una distancia corta entre el pozo inyector y el pozo de producción comparado con el pozo de impulsión y el pozo de producción en la operación de Impulsión 35. La producción de aceite de la operación SAGD 30 es mayor que la operación de Impulsión hasta los primeros 8-11 años de producción. Durante este periodo de tiempo, cada una de las operaciones puede haber producido entre aproximadamente 30-40 por ciento del OOIP. Más allá del intervalo de 8-11 años, la producción de aceite final de la operación de Impulsión 35 es más alta que la operación SAGD 30, debido a que la producción final de la operación SAGD 30 se limita por la velocidad en la cual el aceite se drenará de los bordes del calderin 19 y el flujo casi horizontal del liquido cerca del pozo de producción 13 de la producción SAGD 30, como se muestra en la FIG 1. Después de aproximadamente 15 años, la operación de Impulsión 35 puede haber producido aproximadamente 70-80 por ciento del OOIP y la operación SAGD 30 puede haber producido aproximadamente 50-60 por ciento del OOIP. Para aceite menos viscoso, la operación SAGD 30 puede producir inicialmente menos aceite que la operación de Impulsión 35, debido a una relación de 'vapor a alta rápidamente lograda ("SOR") por los pozos inyectores y de producción más cercanos espaciados. En una modalidad, un umbral para la SOR es una relación 5:1 de incremento. La SOR de incremento se puede calcular durante un periodo de tiempo especifico, tal como un periodo de tiempo mensual. De esta manera, dependiendo de las condiciones de un depósito particular, puede ser benéfico combinar los dos tipos de operaciones mientras que se usa los DHSGs, asi como también dióxido de carbono y oxigeno.

Para comenzar, se describirá un ejemplo de una operación SAGD/ Impulsión/DHSG combinada. La sección SAGD tiene un pozo inyector horizontal y un pozo de producción horizontal dispuestos entre el pozo inyector, y la sección de impulsión tiene un pozo inyector horizontal lateralmente separado de los pozos SAGD. La operación combinada puede comenzar con la inyección de vapor dentro del pozo inyector SAGD por la vía de un primer DHSG. En una modalidad alternativa, la operación combinada . puede compensar con la inyección de dióxido de carbono dentro del pozo inyector SAGD por la vía del primer DHSG. En una modalidad alternativa, el oxígeno se puede inyectar dentro del pozo inyector SAGD con vapor y/o dióxido de carbono. Puesto que el dióxido de carbono se puede producir rápidamente por la oxidación e aceite en el depósito y por la extracción de otros gases en el depósito, se puede reciclar y puede ser necesario poco dióxido de carbono adicional. También, el dióxido de carbono reciclado se puede recolectar en cantidades significativas de gas natural del depósito, asi como también monóxido de carbono e hidrógeno generados por las reacciones en el depósito. Esta mezcla de gas reciclado se puede usar como un combustible para el DHSG y puede suministrar una cantidad significativa de energía necesaria para la operación completa. La producción del pozo de producción SAGD puede comenzar después de la inyección dentro del pozo inyector SAGD. Después de una primera cantidad seleccionada de tiempo, se puede iniciar un segundo DHSG en el pozo inyector de impulsión por el cual el vapor se inyecta. En una modalidad alternativa, el dióxido de carbono se inyecta dentro del pozo inyector de Impulsión. En una modalidad alternativa, el dióxido de carbono se inyecta dentro del pozo inyector de impulsión con vapor. El dióxido de carbono inyectado puede moverse hacia · adelante de un frente térmico creado por el vapor y reducir la viscosidad del aceite en el depósito antes de que el vapor caliente el aceite. De esta manera, la viscosidad del aceite se reduce por tanto el calentamiento como por la dilución. En una modalidad alternativa, el oxígeno se puede inyectar dentro del pozo inyector de impulsión con el vapor y/o el dióxido de carbono. Cuando el vapor, si se adiciona, el dióxido de carbono y/o el oxigeno, del pozo inyector de impulsión establece una comunicación fluida con >el pozo de producción SAGD, el pozo inyector SAGD se puede cerrar selectivamente. En una modalidad, el pozo inyector SAGD se puede cerrar cuando la presión en el pozo inyector SAGD alcanza un umbral particular, tal como la presión de inyección inicial del pozo inyector SAGD (discutida además posteriormente, después de que el fluido del pozo inyector de impulsión establece una comunicación fluida con el pozo de producción SAGD. Una vez que la inyección dentro del pozo inyector SAGD cesa, el pozo inyector de Impulsión puede continuar operando hasta que la SOR alcance un umbral particular, tal como una relación 5:1 de incremento. Dependiendo de las condiciones del depósito, el dióxido de carbono puede estar en un estado líquido, el cual es muy soluble en aceite de temperatura más baja. Bajo este método combinado, la operación SAGD/Impulsión/DHSG es capaz de producir más aceite y acelerar las velocidades de producción iniciales más que otros métodos.

Se describirá una modalidad alternativa de la operación SAGD/Impulsión/DHSG combinada. Un primer fluido se puede inyectar dentro del pozo inyector SAGD por la vía de un DHSG. El pozo inyector SAGD. puede incluir una presión de inyección inicial. En una modalidad, la presión de inyección inicial es de 044 kg/cm2 (1500 lb/pulg2 (psi) . La producción del pozo de producción SAGD puede comenzar después de la inyección dentro del pozo inyector SAGD el pozo de producción SAGD comprende un limite de volumen y presión, en donde el volumen ayuda a mantener la presión de producción en el pozo de producción SAGD. En una modalidad, le pozo de producción SAGD tiene una presión de producción de fondo de poso de 56.24557 kg/cm2 (800 psi) . Un segundo fluido se puede inyectar dentro del pozo inyector de impulsión por la via de un DHSG. El pozo inyector de impulsión también puede incluir una presión de inyección inicial. En una modalidad, la presión de inyección inicial del pozo inyector de impulsión es de 123,03718 kg/cm2 (1750 psi). Conforme la producción del pozo de producción SAGD continúa, la presión del fondo del pozo en el pozo de inyector SAGD puede disminuir hasta que alcance el limite de presión de producción en el pozo de producción SAGD. Después de que se establece la comunicación fluida entre el pozo inyector de impulsión y el pozo de producción SAGD, la presión en el fondo del pozo en el pozo inyector SAGD se puede incrementar por la presión de inyección inicial del pozo inyector de impulsión puesto que el volumen de los líquidos producidos del productor SAGD se limita. El pozo inyector de Impulsión se puede cerrar selectivamente cuando la presión del fondo del pozo en el pozo inyector SAGD se incrementa de nuevo a su presión de inyección inicial. En una modalidad alternativa, el pozo inyector SAGD se puede cerrar selectivamente cuando la presión del fondo del pozo en el pozo inyector SAGD se incrementa . arriba de su presión de inyección inicial. Finalmente, la presión del fondo del pozo en el pozo inyector de Impulsión puede disminuir eventualmente al limite de presión de producción en el pozo de producción SAGD. El primer y segundo fluido puede comprender vapor, dióxido de carbono, oxigeno, o combinaciones de los mismos.

La FIG. 4 muestra una modalidad de una operación SAGD/Impulsión/DHSG 40. La operación 40 incluye una primera operación SAGD 41 con un pozo inyector 42 dispuesto arriba de un pozo de producción 43, una segunda operación SAGD 45 con un pozo inyector 46 dispuesto arriba de un pozo de producción 47, y un pozo inyector de Impulsión 49 dispuesto lateralmente entre la primera y segunda operaciones SAGD 41 y 45. Cada uno de los pozos incluye una trayectoria horizontal. Las DHSGs 44 se posicionan similarmente en los talones de los pozos inyectores 42, 46, y 49. Como es muestra, la saturación de aceite a través de la formación de las operaciones SAGD 41 a la operación SAGD 45, con el pozo inyector de Impulsión 49 dispuesto entre las mismas, es menor que aproximadamente 15 por ciento. Abajo de los pozos de producción 43 y 47, la saturación de aceite está en un intervalo de aproximadamente 23 por ciento a aproximadamente 60 por ciento. La saturación de aceite en la operación 40 es mucho más baja e incluye un área más grande cuando se compara con una sola operación SAGD 10 como se muestra en la FIG 1.

En una modalidad, un método para incrementar la recuperación de hidrocarburos en un depósito subterráneo puede incluir dos operaciones SAGD y una operación de Impulsión. Las operaciones SAGD se pueden separar lateralmente y cada una de las operaciones incluye un pozo inyector SAGD y un pozo de producción SAGD. Un fluido se puede inyectar dentro de un primer pozo inyector SAGD. La producción de hidrocarburos puede comenzar desde un primer pozo de producción SAGD dispuesto entre el primer pozo inyector. Un segundo fluido se puede inyectar dentro de un segundo pozo inyector SAGD. La producción de hidrocarburos puede comenzar desde un segundo pozo de producción SAGD dispuesto abajo del segundo pozo inyector. Se puede inyectar vapor dentro de un pozo de impulsión desalineado lateralmente de y dispuesto de entre las operaciones SAGD, mientras que continúa produciendo hidrocarburos desde los pozos de producción. La inyección dentro de los pozos inyectores SAGD puede cesar cuando el vapor del pozo de inyección alcanza cada uno de los pozos de producción, respectivamente. El primero y segundo fluidos pueden comprender vapor, dióxido de carbono, oxigeno o combinaciones de los mismos. Las DHSGs se pueden disponer cada uno de los pozos inyectores SAGD y el pozo de impulsión. En una modalidad alternativa, el dióxido de carbono y/u oxígeno se pueden inyectar dentro del pozo de impulsión con el vapor. En una modalidad alternativa, el dióxido . de carbono y/o vapor se pueden generar en el fondo del pozo (con una DHSG) en los pozos inyectores SAGD y el pozo de Impulsión.

En una . modalidad alternativa, un método para incrementar la recuperación de hidrocarburos- de un depósito subterráneo puede incluir inyectar el primer fluido, dentro del primer pozo inyector SAGD por la vía de la DHSG en una primera presión de inyección inicial . El segundo fluido se puede inyectar dentro del segundo pozo inyector SAGD por la vía de la SAGD en una segunda presión de inyección inicial. La producción del primero y segundo pozos de producción SAGD puede comenzar en una primera y segunda presión de producción, respectivamente. Las presiones de la cabeza del' pozo de los pozos inyectores SAGD puede disminuir las presiones de producción del pozo de producción SAGD relativo. Un tercer fluido se puede inyectar dentro del pozo inyector de impulsión en una tercera presión de inyección inicial. En una modalidad, después de que se establece la comunicación fluida entre el pozo inyector de Impulsión y el primer pozo de producción SAGD, el primer pozo inyector SAGD se puede cerrar selectivamente debido a que ya no es necesario. En una modalidad alternativa, después de que se establece la comunicación fluida entre el pozo inyector de impulsión y cada uno de los pozos de producción SAGD, cada uno de los pozos inyectores SAGD relativos se pueden cerrar selectivamente. El primero o segundo pozo inyector SAGD se puede cerrar cuando la presión de cabeza del pozo en el primero o segundo pozo inyector SAGD es mayor que o igual a su presión de inyección inicial, respectivamente. El primero, segundo y tercer fluido puede comprender vapor, dióxido de carbono, oxigeno o combinaciones de los mismos.

La FIG. 5 muestra una comparación de lo siguiente: (1) una operación SAGD 51 que incluye un pozo inyector dispuesto arriba de un pozo de producción, (2) una operación de Impulsión 53 que incluye un pozo inyector separado 50.29 metros (165 pies) de un pozo de producción, (3) una operación SAGD/de Impulsión Horizontal 55 que incluye una operación SAGD con un pozo inyector dispuesto arriba de un pozo de producción, y un pozo inyector de impulsión separado lateralmente 50.29 metros (165 pies) de los pozos SAGD, en donde el pozo inyector de Impulsión comprende una trayectoria horizontal, y (4) una operación SAGD/de Impulsión Vertical 57 que incluye una operación SAGD con un pozo inyector dispuesto arriba de un pozo de producción, y un- pozo inyector de impulsión separado 50.29 metros (165 pies) de los pozos SAGD, en donde el pozo inyector de Impulsión comprende una sola trayectoria vertical. El vapor suministrado contiene 5.65 por ciento en mol de dióxido de carbono. La figura muestra una producción inicial acelerada de tanto la operación SAGD/de Impulsión Horizontal 55 como la operación SAGD/de Impulsión Vertical 57, en el intervalo de aproximadamente 15-25 por ciento de producción del OOIP después de 3-6 años. La figura también muestra que después de aproximadamente 10 años, se produce dos veces más aceite con cualquiera de. las operaciones SAGD/de Impulsión 55 y 57 que con la operación SAGD 51 sola, aproximadamente 75-85 por ciento de producción OOIP contra 35-45 por ciento de producción OOIP. La figura además muestra que la operación SAGD/dé Impulsión Vertical 57 produce aceite más¦ rápido que la operación SAGD/de Impulsión Horizontal 55; un resultado conducido por el hecho de que el vapor del pozo inyector vertical puede alcanzar el pozo de producción SAGD más rápido. En un ejemplo, pueden ser necesarios cuatro pozos inyectores de Impulsión verticales para inyectar tanto vapor como un solo pozo inyector de Impulsión horizontal, de esta manera, la producción por el pozo vertical puede ser más baja.

La FIG. 6 muestra el efecto del dióxido de carbono en exceso y oxigeno en exceso introducidos en una operación SAGD/de Impulsión, con y sin una DHSG u otro dispositivo de mezclado de fondo de pozo. Una primera operación 61 es una operación SAGD/de Impulsión con un espaciamiento de 100.50 metros (330 pies) entre el SAGD de Impulsión que incluye el uso de vapor únicamente con tubería aislada por vacío para reducir la condensación del vapor. Una segunda operación 63 es una operación SAGD/Impulsión con un espaciamiento de 100.58 metros (330 pies) entre la SAGD y de Impulsión que incluye el uso de vapor y 20 por ciento en mol de dióxido de carbono con tubería aislada por vacío para reducir la condensación del vapor. Una tercera operación 65 es una operación' SAGD/Impulsión/DHSG con un espaciamiento de 100.58 metros (330 pies) entre la SAGD y la de impulsión que incluye el uso de vapor, 20 por ciento en mol de dióxido de carbono, y 5 por ciento en mol de oxígeno. Como se muestra, la tercera operación 65, que opera la DHSG con oxígeno y dióxido de carbono acelera la producción de aceite. El dióxido de carbono en exceso puede servir como un refrigerante para el quemador de la DHSG. La segunda operación 63 muestra que aproximadamente 80 por ciento del OOIP se produce cuando el dióxido de carbono en exceso se adiciona usando tubería aislada por vacío durante un período de 15 años. Aproximadamente 38 por ciento del OOIP se produce por la primera operación 61 usando vapor únicamente con tubería · aislada por vacío durante un período similar. Como es comparado con la PIG. 5, la tercera operación 65, es decir la operación SAGD/de Impulsión con un espaciamiento de 100.58 metros (330 pies) y usando 20 por ciento en mol de dióxido de carbono en exceso y 5 por ciento en mol de oxígeno, muestra que el aceite se produce tan rápidamente como de la operación SAGD/Impulsión Horizontal 55 con un espaciamiento de 50.29 metros (165 pies) y usando 5.65 por ciento en mol de dióxido de carbono. Por lo tanto, se pueden usar pocos parares de inyección cuando se introduce dióxido de carbono y oxígeno en exceso dentro de la DHSG.

La FIG. 7 muestra el efecto del dióxido de carbono y oxígeno en exceso inyectados desde un DHSG u otro dispositivo de mezclado de fondo de pozo en una operación SAGD/Impulsión con un espaciamiento de 100.59 .metros (330 pies) entre la SAGD y de Impulsión. La primera operación 71 incluye 5.65 por ciento de dióxido de carbono únicamente, es decir sin oxígeno en exceso. La segunda operación 73 incluye 5.65 por ciento de dióxido de carbono, 5 por ciento en mol de oxígeno en la impulsión, y 3 por ciento en mol en la SAGD. La tercera operación 75 incluye 15.65 por ciento en mol de dióxido de carbono y 5 por ciento en mol de oxígeno. La cuarta operación 77 incluye 25.65 por ciento en mol de dióxido de carbono y 5 por ciento en mol de oxígeno. La guinta operación 79 incluye 35.65 por ciento en mol de dióxido de carbono y 5 por ciento en mol de oxígeno. Como se muestra, el incremento de la concentración de dióxido de carbono y oxígeno en exceso indica una producción de aceite acelerada. La producción inicial se puede retardar debido a que el DHSG se inicia con una flama estequiométrica que no contiene oxígeno en exceso, pero contiene monóxido de carbono, de modo que el oxígeno no se inyecta hasta que el aceite se caliente a una temperatura suficientemente caliente para consumir el oxígeno. Cuando el dióxido de carbono en exceso se introduce, el retraso se disminuye y la producción de aceite se acelera. La quinta operación 79 se puede cerrar varios años antes de la segunda y primera operaciones, 73 y 71 respectivamente, debido a que alcanza rápidamente un umbral SOR alto debido a la adición de los niveles de dióxido de carbono y oxígeno en exceso.

A partir de los ejemplos citados anteriormente, se muestra que la producción de una operación SAGD/de Impulsión se puede acelerar con dióxido de carbono y oxígeno en exceso. Como resultado, el espaciamiento del pozo entre los pozos SAGD y los pozos SAGD/de Impulsión se puede incrementar requiriendo de esta manera pocos pozos perforados. El dióxido de carbono en exceso es benéfico debido a que es muy soluble en aceite no calentado. La solubilidad del dióxido de carbono en aceite puede ser aún mayor si la temperatura del aceite es menor que 27 grados centígrados (80 grados* Fahrenheit) y la presión en el depósito se mantiene arriba de 56.24557 kg/cm2 (800 psi) . Bajo estas condiciones de operación, el dióxido de carbono es un líquido denso que es muy soluble en aceite y se desempeña como dióxido de carbono supercrítico a presiones y temperatura más altas. Además, el oxígeno en exceso también es benéfico debido a que ayuda a eliminar el monóxido de carbono y genera dióxido de carbono, proporciona extra vapor y evita la formación de coque.

La FIG. 8 muestra el efecto del espaciamiento entre un pozo inyector SAGD y un pozo de producción. Un primer espaciamiento 81 incluye un espaciamiento de 35.41 metros (22 pies) entre el pozo inyector y el pozo de producción. Un segundo espaciamiento 83 incluye un espaciamiento de .45.06 metros (28 pies) entre el pozo inyector y el pozo de producción. Un tercer espaciamiento 85 incluye un espaciamiento de 53.11 metros (33 pies) entre el pozo inyector y el pozo de producción. Un cuarto espaciamiento 87 incluye un espaciamiento de 69.2 metros (43 pies) entre el pozo inyector y el pozo de producción. Como se muestra, la producción inicial se retrasa en la más grande, más allá de 2 años, cuando el pozo inyector y el pozo de producción se separan 69.2 metros (43 pies). Este retraso disminuye conforme los pozos se espacian más cerca, produciendo dentro de un año del inicio de la operación. De acuerdo con este ejemplo, el espaciamiento óptimo entre los pozos es de 45.06 metros 28 pies.

La FIG. 9 muestra el efecto de la viscosidad del aceite al usar una operación SAGD/ Impulsión/DHSG que tiene un espaciamiento de 100.58 metros (330 pies) entre la SAGD y de Impulsión y tiene un espaciamiento de 45.0 metros (28 pies) entre el pozo inyector y el pozo de producción de la SAGD. Una primera operación 91 se conduce con el aceite que tiene una viscosidad de 126,000 centipoises. Una segunda operación 93 se conduce con el aceite que tiene una viscosidad de 238,000 centipoises. Una tercera operación 95 se conduce con el aceite que tiene una viscosidad de 497,000 centipoises. Una cuarta operación 97 se conduce con el aceite que tiene una viscosidad de 893,000 centipoises. Como se muestra, existe poca diferencia en la producción entre el aceite con una viscosidad de 126,000 centipoises y 497,000 centipoises. Los aceites con viscosidad más baja proporcionan un rápido incremento en la producción de aceite después de aproximadamente el tercer años de operación, con menor que aproximadamente 10 por ciento de producción OOIP dentro del primero, dos a cuatro años a arriba de aproximadamente 40 por ciento de producción OOIP después del quinto año. Si el aceite incluye una viscosidad de 893,000 centipoises, entonces el espaciamiento entre todos los pozos debe estar localizado más cerca. A la inversa, mientras más baja es la viscosidad del aceite, entonces el espaciamiento entre todos los pozos puede ser más grande.

La FIG. 10 muestra un diagrama de densidad contra temperatura del dióxido de carbono. El dióxido de carbono puede ser un liquido denso a presiones de depósito más bajas, tal como abajo de 70.30696 kg/cm2 (1000 psi), y temperaturas abajo de 31 grados centígrados (88 grados . ahrenheit) . Como- se muestra, el dióxido de carbono puede estar en un estado líquido 100 dentro de un intervalo de temperatura abajo de 31 grados centígrados (88 grados Fahrenheit) y un intervalo de densidad de aproximadamente 1.2 a aproximadamente 0.7 gramos por centímetro cúbico. El punto crítico 110 para el dióxido de carbono, es ' decir la temperatura y presión en la cual el dióxido de carbono se cambia en un estado de gas, es de aproximadamente 31 grados centígrados (88 grados Fahrenheit) y aproximadamente 77.33765 kg/cm2 (1,100 psi) . El estado gaseoso 115 del dióxido de carbono puede existir entre aproximadamente 31 grados centígrados (88 graos Fahrenheit) con una densidad abajo de menor que 0.2 gramos por centímetro cúbico. En aceites de baja viscosidad, el dióxido de carbono puede ser miscible en el aceite aunque no es supercrítico. En aceites de alta' viscosidad, el dióxido de carbono puede ser más soluble en el aceite que aquel de cualquier otro gas, lo cual puede mejorar el desempeño de una operación SAGD/Impulsión/DHSG . El estado líquido del dióxido de carbono puede ser muy benéfico en los depósitos enfriadores, tales como aquellos encontrados bajo las capas permafrost, con temperatura entre aproximadamente 7 a 27 grados centígrados (45 a aproximadamente 80 grados Fahrenheit) como se indica por la tira sombreada 120 en la FIG. 10.

Mientras que lo anterior se dirige a las modalidades de la invención, otras modalidades y modalidades adicionales de la invención se puede idear sin apartarse del alcance básico de la misma, y el alcance de la misma se determina por las reivindicaciones que siguen.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un método para incrementar la recuperación de hidrocarburos desde un depósito subterráneo, caracterizado porque comprende: ' inyectar un primer fluido dentro de un primer pozo horizontal en el depósito, en donde el primer fluido se inyecta dentro del primer pozo por un primer dispositivo; producir hidrocarburos desde un segundo pozo horizontal dispuesto abajo del primer pozo; e inyectar un segundo fluido dentro de un tercer pozo desalineado lateralmente de cada uno del primero y segundo pozos mientras que se continúa produciendo hidrocarburos desde el segundo pozo; y detener selectivamente la inyección dentro del primer pozo cuando el segundo pozo está en comunicación fluida con el tercer pozo.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el primer dispositivo es un generador de vapor de fondo de pozo.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el primer fluido comprende vapor.

4. El método de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque el primer fluido comprende, además dióxido de carbono y oxigeno.

5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el segundo fluido comprende vapor.

6. El método de conformidad con la- reivindicación 5, caracterizado porque el segundo fluido comprende además-dióxido de carbono y oxigeno.

. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el segundo fluido se inyecta dentro del tercer pozo por un segundo dispositivo.

8. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende generar dióxido de carbono en el tercer pozo con un segundo dispositivo.

9. ¦ El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque el segundo dispositivo. es un generador de vapor de fondo de pozo.

10. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende reciclar dióxido de carbono generado en el depósito y en todos los pozos.

11. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la detención selectivamente de la inyección dentro del primer pozo cuando el segundo pozo está en comunicación fluida con el tercer pozo comprende cerrar el primer pozo cuando la presión en el primer pozo alcanza una presión de inyección inicial dentro del primer pozo.

12. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la detención selectivamente de la inyección dentro del primer pozo cuando el segundo pozo está en comunicación fluida con el tercer pozo comprende cerrar el primer pozo cuando la presión en el primer pozo se incrementa arriba de una presión de inyección inicial dentro del primer pozo.

13. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende incrementar la presión en el primer pozo cuando el segundo pozo está en comunicación fluida con el tercer pozo.

14. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el depósito está dispuesto debajo de una región de baja temperatura.

15. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende: inyectar un tercer fluido dentro de un cuarto pozo horizontal en el depósito; producir hidrocarburos desde un quinto pozo horizontal dispuesto abajo del cuarto pozo; y detener selectivamente la inyección dentro del cuarto pozo cuando el quinto pozo está en comunicación fluida con el tercer pozo.

16. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el tercer pozo está desalineado lateralmente del cuarto pozo y el quinto pozo.

17. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el tercer pozo está dispuesto entre el primer pozo y el cuarto pozo.

18. Un método para incrementar la recuperación de hidrocarburos desde un depósito subterráneo, caracterizado porque comprende : inyectar vapor dentro de un primer pozo horizontal en el depósito; producir hidrocarburos desde un segundo pozo horizontal dispuesto abajo del primer pozo; inyectar vapor, dióxido de carbono y oxigeno dentro de un tercer pozo desalineado lateralmente de cada uno del primero y segundo pozos mientras que se continúa produciendo hidrocarburos desde el segundo pozo; y detener selectivamente la inyección dentro del primer pozo cuando el segundo pozo está en comunicación fluida con el tercer pozo.

19. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque el dióxido de carbono diluye los hidrocarburos en el depósito antes de que los hidrocarburos se calienten por el vapor.

20. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque el vapor se inyecta dentro del primer pozo por un primer dispositivo.

21. El método de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque el primer dispositivo es un generador de vapor de fondo de pozo.

22. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque el vapor, dióxido de carbono y oxigeno se inyectan dentro del tercer pozo por un segundo dispositivo .

23. El método de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque el segundo pozo es un generador de vapor de fondo de pozo.

24. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque además comprende inyectar por lo menos uno de dióxido de carbono y oxigeno mientras que se inyecta vapor dentro del primer pozo.

25. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque por lo menos uno del dióxido de carbono y el vapor se generan en el fondo del pozo en el tercer pozo y en el depósito por la combustión del aceite con el oxigeno.

26. Un método para incrementar la recuperación de hidrocarburos desde un depósito subterráneo, caracterizado porque comprende: inyectar un primer fluido dentro de un primer pozo en el depósito en una primera presión de inyección; producir hidrocarburos desde un segundo pozo dispuesto abajo del primer pozo en una primera presión de producción, en donde la primera presión de inyección es mayor que la primera presión de producción; inyectar un segundo fluido dentro de un tercer pozo en una segunda presión de inyección, en donde la segunda presión de inyección es mayor que la primera presión de inyección; incrementar la presión del fondo del pozo en el primer pozo cuando el segundo pozo está en comunicación fluida con el tercer pozo; y detener selectivamente la inyección dentro del primer pozo cuando la presión del fondo del pozo en el primer pozo se incrementa a la primera presión de inyección después de que el segundo pozo está en comunicación fluida con el tercer pozo.