MX2011000563A - Sistemas y metodos para producir petroleo y/o gas. - Google Patents

Abstract

Se describe un sistema de producción de combustible y/o gas que incluye una formación subterránea que a su vez comprende un primer pozo en la formación; un mecanismo para inyectar una formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible en un primer pozo; un segundo pozo en la formación; un mecanismo para producir petróleo y/o gas desde el segundo pozo; caracterizado porque el primer pozo y el segundo pozo constituyen el interior del sistema; una pluralidad de pozos de contención externos al primer y segundo pozo; un mecanismo para inyectar el agente de contención en los pozos de contención.

Description

SISTEMAS Y METODOS PARA PRODUCIR PETROLEO Y/O GAS Campo de la Invención La presente invención describe a los sistemas y métodos que se aplican en la producción de petróleo y/o gas.

Antecedentes de la Invención Es posible utilizar la optimización en la recuperación de petróleo (EOR, por sus siglas en inglés) para aumentar la recuperación de petróleo en los campos petrolíferos en todo el mundo. Existen tres tipos principales de EOR, la térmica, de inyección de químicos y/o polímeros y de inyección de gas, que pueden utilizarse para aumentar la recuperación de petróleo del yacimiento, por encima de lo que puede lograrse por métodos convencionales, lo que posiblemente prolonga la vida de un campo y mejora el factor de recuperación de petróleo.

La optimización en la recuperación térmica incluye la adición de calor al yacimiento. El procedimiento de práctica más difundido es la inyección continuada de vapor, la cual disminuye la viscosidad del petróleo, con lo que el mismo puede fluir hacia los pozos de producción. La inyección de químicos aumenta la recuperación porque reduce las fuerzas de capilaridad que secuestran petróleo residual. La inyección de polímeros mejora la eficiencia de barrido del agua inyectada.

La inyección de miscibles es similar a la inyección de REF: 217010 químicos. Es posible recuperar el petróleo residual secuestrado con la inyección de un fluido miscible en petróleo .

En lo que respecta a la figura 1, se representa el sistema de la técnica anterior 100. El sistema 100 incluye una formación subterránea 102, una formación subterránea 104, una formación subterránea 106 y una formación subterránea 108. La planta de producción 110 se encuentra en la superficie. El pozo 112 atraviesa las formaciones 102 y 104, y termina en la formación 106. La porción de la formación 106 se representa en 114. El petróleo y el gas se producen desde la formación 106 por el pozo 112, hasta la planta de producción 110. El gas y el líquido se separan entre sí, el gas se almacena en la reserva de gas 116 y el líquido se almacena en la reserva de líquido 118.

La patente de EUA número 7,225,866 describe una formación de esquisto de petróleo que puede tratarse aplicando un proceso térmico in situ. Puede formarse una mezcla de hidrocarburos, H2 , y/o otros fluidos de la formación a partir de la formación. Puede aplicarse calor a la formación para elevar la temperatura de una porción de la formación hasta alcanzar la temperatura de pirólisis. Pueden utilizarse fuentes de calor para calentar la formación. Las fuentes de calor pueden ubicarse dentro de la formación en un patrón seleccionado. La totalidad del contenido de la patente de EUA número 7,225,866 se incluye en la presente como referencia.

La publicación de la solicitud de patente pendiente de registro 2006/0254769, publicada el 16 de noviembre de 2006, y con número de referencia TH2616, describe un sistema que incluye un mecanismo para recuperar petróleo y/o gas de una formación subterránea, el petróleo y/o gas incluye uno o más compuestos de azufre; un mecanismo para convertir al menos una porción de los compuestos de azufre a partir del petróleo y/o gas recuperado en formulación de disulfuro de carbono; y un mecanismo para secretar al menos una porción de la formulación de disulfuro de carbono en una formación. La totalidad del contenido de la publicación de solicitud de patente de EUA 2006/0254769 se incluye en la presente como referencia.

En la técnica, existe la necesidad de disponer de sistemas y métodos mejorados para la optimización en la recuperación de petróleo. En la técnica persiste la necesidad de disponer de sistemas y métodos mejorados para la optimización en la recuperación de petróleo aplicando un disolvente, por ejemplo, disminuyendo la viscosidad,; los efectos químicos y la inyección de miscibles. En la técnica, persiste la necesidad de disponer de sistemas y métodos mejorados para la inyección de miscibles disolventes.

Breve Descripción de la Invención En un aspecto, la invención proporciona un sistema para producir petróleo y/o gas a partir de una formación subterránea que incluye un primer pozo en la formación; un mecanismo para inyectar una formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible en un primer pozo; un segundo pozo en la formación; un mecanismo para producir petróleo y/o gas a partir de un segundo pozo; en el que el primer y segundo pozo incluyen un interior del sistema; una pluralidad de pozos de contención exteriores al primer y segundo pozo; y un mecanismo para inyectar un agente de contención en los pozos de contención.

En otro aspecto, la invención describe un método para producir petróleo y/o gas que incluye inyectar una formulación de disulfuro de carbono en una formación a partir de un primer pozo; producir petróleo y/o gas a partir de la formación desde un segundo pozo; e inyectar un agente de contención en la formación a partir de una pluralidad de pozos de contención. En ciertas modalidades, el método incluye asimismo recuperar la formulación de disulfuro de carbono a partir de petróleo y/o gas, si existe, y posteriormente inyectar al menos una porción de la formulación de disulfuro de carbono recuperada en la formación .

En otro aspecto, la invención describe un método, para producir petróleo y/o gas que incluye inyectar una formulación de optimización en la recuperación de combustible miscible en una formación a partir de un primer pozo; producir petróleo y/o gas a partir de la formación desde un segundo pozo; e inyectar un agente de contención en la formación a partir de una pluralidad de pozos de contención.

Entre las ventajas de la invención pueden incluirse una o más de las siguientes: Sistemas y métodos mejorados para la optimización en la recuperación de hidrocarburos a partir de una formación con un disolvente.

Sistemas y métodos mejorados para la optimización n la recuperación de hidrocarburos a partir de una formación con un fluido que contiene un disolvente miscible.

Composiciones y/o técnicas mejoradas para la recuperación secundaria de hidrocarburos.

Los sistemas y métodos mejorados para la optimización en la recuperación de petróleo.

Los sistemas y métodos mejorados para la optimización en la recuperación de petróleo utilizando un disolvente miscible .

Unos sistemas y métodos mejorados para la optimización en la recuperación de petróleo utilizando un compuesto que se torna miscible con el petróleo in situ.

Breve Descripción de las Figuras La figura 1 representa un sistema de producción de petróleo y/o de gas.

La figura 2a representa el patrón de un pozo.

Las figuras 2b y 2c representan el patrón del pozo de la figura 2a durante el proceso de optimización en la recuperación de petróleo.

Las figuras 3a - 3c representan sistemas de producción de petróleo y/o de gas.

La figura 4 representa el patrón de un pozo.

Descripción Detallada de la Invención Figura 2a: En lo que respecta ahora a la figura 2a, en ciertas modalidades, se representa un conjunto de pozos 200,. El conjunto 200 incluye el grupo de pozos 202 (identificado con líneas horizontales) y el grupo de pozos 204 (identificado con líneas diagonales) .

El conjunto 200 define un área de producción, delimitada por el rectángulo. El conjunto 200 define el interior del sistema. En el exterior del conjunto 200 se ubican numerosos pozos de contención 250.

Cada pozo en el grupo de pozos 202 se encuentra a cierta distancia horizontal 230 del pozo adyacente en el grupo de pozos 202. Cada pozo en el grupo de pozos 202 se encuentra a cierta distancia vertical 232 del pozo adyacente en el grupo de pozos 202.

Cada pozo en el grupo de pozos 204 se encuentra a cierta distancia horizontal 236 del pozo adyacente en el grupo de pozos 204. Cada pozo en el grupo de pozos 204 se encuentra a cierta distancia vertical 238 del pozo adyacente en el grupo de pozos 204.

Tal como se representa en la figura 2a, la distancia horizontal 230 y la distancia horizontal 236 son las distancias de izquierda a derecha en el plano, y la distancia vertical 232 y la distancia vertical 238 son las distancias de arriba a abajo en el plano. En la práctica, el con unto puede estar compuesto de pozos verticales que son perpendiculares a la superficie del suelo, pozos horizontales que son paralelos a la superficie del suelo, o pozos que se encuentran inclinados, por ejemplo, 30 a 60 grados con respecto a la superficie del suelo.

Cada pozo en el grupo del pozo 202 se encuentra a cierta distancia 234 de los pozos adyacentes en el grupo de pozos 204. Cada pozo en el grupo de pozos 204 se encuentra a una distancia 234 de los pozos adyacentes en el grupo de pozos 202.

En ciertas modalidades, cada pozo en el grupo de pozos 202 se encuentra rodeado por cuatro pozos en el grupo de pozos 204. En ciertas modalidades, cada pozo en el grupo de pozos 204 se encuentra rodeado por cuatro pozos en el grupo de pozos 202.

En ciertas modalidades, la distancia horizontal 230 es de aproximadamente 5 a aproximadamente 1000 metros, o desde aproximadamente 10 a aproximadamente 500 metros , o desde aproximadamente 20 a aproximadamente 250 metros , o desde aproximadamente 30 a aproximadamente 200 metros , o desde aproximadamente 50 a aproximadamente 150 metros , o desde aproximadamente 90 a aproximadamente 120 metros, o aproximadamente 100 metros.

En ciertas modalidades, la distancia vertical 232 s de aproximadamente 5 a aproximadamente 1000 metros, o desde aproximadamente 10 a aproximadamente 500 metros, o desde aproximadamente 20 a aproximadamente 250 metros, o desde aproximadamente 30 a aproximadamente 200 metros, o desde aproximadamente 50 a aproximadamente 150 metros, o desde aproximadamente 90 a aproximadamente 120 metros, o aproximadamente 100 metros.

En ciertas modalidades, la distancia horizontal 236 es de aproximadamente 5 a aproximadamente 1000 metros, o desde aproximadamente 10 a aproximadamente 500 metros, o desde aproximadamente 20 a aproximadamente 250 metros, o desde aproximadamente 30 a aproximadamente 200 metros, o desde aproximadamente 50 a aproximadamente 150 metros, o desde aproximadamente 90 a aproximadamente 120 metros, o aproximadamente 100 metros.

En ciertas modalidades, la distancia vertical 238 es de aproximadamente 5 a aproximadamente 1000 metros, o desde aproximadamente 10 a aproximadamente 500 metros, o desde aproximadamente 20 a aproximadamente 250 metros , o desde aproximadamente 30 a aproximadamente 200 metros , o desde aproximadamente 50 a aproximadamente 150 metros , o desde aproximadamente 90 a aproximadamente 120 metros, o aproximadamente 100 metros.

En ciertas modalidades, la distancia 234 es de aproximadamente 5 a aproximadamente 1000 metros , o desde aproximadamente 10 a aproximadamente 500 metros , o desde aproximadamente 20 a aproximadamente 250 metros , o desde aproximadamente 30 a aproximadamente 200 metros , o desde aproximadamente 50 a aproximadamente 150 metros , o desde aproximadamente 90 a aproximadamente 120 metros, o aproximadamente 100 metros.

En ciertas modalidades, el conjunto de pozos 200 pueden incluir desde 10 a aproximadamente 1000 pozos, por ej emplo, desde aproximadamente 5 a aproximadamente 500 pozos en el grupo de pozos 202, y desde aproximadamente 5 a aproximadamente 500 pozos en el grupo de pozos 204. pueden incluir desde aproximadamente 2 a aproximadamente 1000 pozos de contención, por ejemplo, desde aproximadamente 5 a aproximadamente 500, o desde aproximadamente 10 a aproximadamente 200.

En ciertas modalidades, el conjunto de pozos 200 se ve como la parte superior con el grupo de pozos 202 y el grupo de pozos 204 son pozos verticales sobre una parcela de terreno. En ciertas modalidades, el conjunto de pozos 200 se ve desde una perspectiva lateral transversal con el grupo de pozos 202 y el grupo de pozos 204 son pozos separados en la formación.

Puede aplicarse cualquier método conocido para la recuperación del petróleo y/o del gas con el grupo de pozos 200 a partir de una formación subterránea. Entre los métodos adecuados se incluye la producción submarina, la producción en la superficie, la producción primaria, secundaria o terciaria. No resulta importante la selección del método utilizado para recuperar el petróleo y/o gas a partir de la formación subterránea.

La contención de petróleo y/o gas y/o un agente de optimización en la recuperación de combustible con pozos de contención 250 pueden lograrse por cualquiera de los métodos conocidos. Entre los métodos adecuados se incluyen bombear agua, un peróxido como puede ser el peróxido de hidrógeno o una solución de peróxido de hidrógeno en agua, dióxido de carbono, gas natural u otros hidrocarburos gaseosos o líquidos, nitrógeno, aire, salmuera, u otros líquidos o gases hacia los pozos de contención 250. En otra modalidad, pueden utilizarse los pozos de contención 250 para crear una barrera de pared de cristalización. La patente de EUA número 7,225,866 describe una barrera de pared de cristalización adecuada que se incluye en la presente en la totalidad de su contenido como referencia. No resulta importante la selección del método utilizado para contener el petróleo y/o el gas y/o el agente de optimización en la recuperación de combustible con los pozos de contención 250.

En ciertas modalidades, puede recuperarse el petróleo y/o el gas a partir de una formación en un pozo, y puede fluir por el pozo y la tubería de flujo hacia la instalación. En ciertas modalidades, puede utilizarse la optimización en la recuperación de petróleo, mediante la aplicación de un agente por ejemplo vapor, agua, un agente tensioactivo, 1 una inyección de polímero, y/o un agente miscible como puede ser una formulación de disulfuro de carbono o dióxido de carbono, para aumentar el flujo del petróleo y/o del gas desde la formación.

En ciertas modalidades, el petróleo y/o gas recuperado desde la formación puede incluir un compuesto de azufre. El compuesto de azufre puede incluir sulfuro de hidrógeno, mercaptanos, sulfuros y disulfuros que no sean disulfuro de hidrógeno, o compuestos de azufre heterocíclico por ejemplo: tiofenos, benzotiofenos , o dibenzotiofenos sustituidos o de anillo condensado, o sus mezclas.

En ciertas modalidades, el compuesto de azufre de la formación puede convertirse en una formulación de disulfuro de carbono. La conversión de al menos una porción del compuesto de azufre en una formulación de disulfuro de carbono puede lograrse por cualquier método conocido.1 Los métodos adecuados incluyen 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 compuesto de carbono para formar la formulación de disulfuro de carbono. La selección del método utilizado para convertir al menos una porción del compuesto de azufre en formulación de disulfuro de carbono no resulta importante.

En ciertas modalidades, el agente de optimización n la recuperación de combustible miscible 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, como por ejemplo: tiocarbonatos , xantatos, y sus mezclas; y opcionalmente uno o más de los siguientes: Sulfuro de hidrógeno, azufre, dióxido de carbono, hidrocarburos, y sus mezclas.

La solicitud de patente de EUA pendiente de registro con número de serie 11/409,436 presentada el 19 de abril de ¡2006, con número de referencia del abogado TH2616, describe el método adecuado para producir la formulación de disulfuro de carbono para ciertas modalidades de la presente invención. La totalidad del contenido de la solicitud de patente de EUA Número 11/409,436 se incluye en la presente como referencia.

Figura 2b: En lo que respecta ahora a la figura 2b, en ciertas modalidades, se representa un conjunto de pozos 200;. El conjunto 200 incluye el grupo de pozos 202 (identificado con líneas horizontales) y el grupo de pozos 204 (identificado con líneas diagonales) . En torno al conjunto de pozos 200 se incluyen los pozos de contención 250.

En ciertas modalidades, se inyecta un agente de optimización en la recuperación de petróleo miscible en un grupo de pozos 204, y se recupera combustible desde el grupo de pozos 202. Tal como se representa, el agente de optimización en la recuperación de combustible miscible presenta un perfil de inyección 208, y se produce el perfil de recuperación de combustible 206 hacia el grupo de pozos 202. En ciertas modalidades, el agente de contención se inyecta en los pozos de contención 250. Tal como se representa, el agente de contención presenta un perfil de inyección en torno a cada uno de los pozos de contención 250. El agente de contención puede utilizarse para impulsar al agente de optimización en la recuperación de petróleo miscible y/o el petróleo y/o el gas hacia el grupo de pozos de producción 202.

En ciertas modalidades, se inyecta un agenté de optimización en la recuperación de petróleo miscible en un grupo de pozos 202, y se recupera combustible desde el grupo de pozos 204. Tal como se representa, el agente de optimización en la recuperación de combustible miscible presenta un perfil de inyección 206, y se produce el perfil de recuperación de combustible 208 hacia el grupo de pozos 204. En ciertas modalidades, el agente de contención se inyecta en los pozos de contención 250. Tal como se representa, el agente de contención presenta un perfil de inyección en torno a cada uno de los pozos de contención 250. El agente de contención puede utilizarse para impulsar al agente de optimización en la recuperación de petróleo miscible y/o el petróleo y/o el gas hacia el grupo de pozos de producción 204.

En ciertas modalidades, el grupo de pozos 202 puede utilizarse para inyectar un agente de optimización en la recuperación de combustible miscible, y el grupo de pozos 204 puede utilizarse para producir petróleo y/o gas desde la formación por un primer período de tiempo; posteriormente el grupo de pozos 204 puede utilizarse para inyectar un agente de optimización en la recuperación de combustible miscible, y el grupo de pozos 202 puede utilizarse para producir petróleo y/o gas desde la formación durante un segundo período de tiempo, el primer y segundo período de tiempo comprenden un ciclo .

En ciertas modalidades, pueden llevarse a cabo los ciclos múltiples que incluye alternar grupos de pozos 202 y 204 entre el agente de optimización en la recuperación de petróleo miscible y la producción de petróleo y/o gas desde la formación, en los que un grupo de pozos inyecta y el otro produce desde un primer período de tiempo, y posteriormente se intercambian por un segundo período de tiempo.

En ciertas modalidades, el ciclo puede ser desde aproximadamente 12 horas a aproximadamente 1 año, o desde aproximadamente 3 días a aproximadamente 6 meses, o desde aproximadamente 5 días a aproximadamente 3 meses. En ciertas modalidades, cada ciclo puede aumentar en el tiempo, por ejemplo, cada ciclo puede ser desde aproximadamente :5% a aproximadamente 10% más extenso que el ciclo anterior, por ejemplo, aproximadamente 8% más extenso.

En ciertas modalidades, un agente de optimización en la recuperación de petróleo miscible o una mezcla que incluye un agente de optimización en la recuperación de petróleo miscible puede inyectarse al inicio del ciclo, y un agente de optimización en la recuperación de petróleo inmiscible o una mezcla que incluye un agente de optimización en la recuperación de petróleo inmiscible puede inyectarse al finalizar el ciclo. En ciertas modalidades, el inicio del ciclo puede ser al 10% a aproximadamente 80% del ciclo,1, o al 20% a aproximadamente 60% del ciclo, o al 25% o aproximadamente 40% del ciclo, y la finalización puede ser lo que resta del ciclo.

En ciertas modalidades, los agentes de optimización en la recuperación de petróleo miscibles incluyen: disulfuro de carbono, sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono, octano, pentano, LPG, hidrocarburos alifáticos C2-C6, nitrógeno, diesel, alcoholes minerales, disolvente nafta, disolvente asfáltico, queroseno, acetona, xileno, tricloroetano, o las mezclas de dos o más de los que anteceden, u otros agentes de optimización en la recuperación de petróleo miscible conocidos en la técnica. En ciertas modalidades, los agentes de optimización en la recuperación de petróleo miscibles adecuados son miscibles al primer contacto a con múltiples contactos con el petróleo en la formación.

En ciertas modalidades, los agentes de optimización en la recuperación de petróleo inmiscible adecuados incluyen el agua en forma de gas o líquido, el aire, mezclas de dos o más de los anteriores, u otros agentes de optimización en la recuperación de petróleo inmiscibles conocidos en la técnica. En ciertas modalidades, los agentes de optimización en la recuperación de petróleo adecuados no son miscibles al primer contacto o con múltiples contactos con el petróleo en la formación.

En ciertas modalidades, un agente de optimización en la recuperación de petróleo inmiscible y/o un agente de optimización en la recuperación de petróleo miscible puede utilizarse como agente de contención e inyectarse a los pozos de contención 250.

En ciertas modalidades, los agentes de optimización en la r recuperación de petróleo inmiscible, y/o miscibles inyectados en la formación pueden recuperarse del petróleo y/o gas producido e inyectarse nuevamente en la formación.

En ciertas modalidades, el petróleo presente en la 5 formación antes de inyectar los agentes de optimización en la recuperación de petróleo es de una viscosidad de al menos 100 centipoises, o al menos aproximadamente 500 centipoises, o al menos aproximadamente 1000 centipoises, o al menos aproximadamente 2000 centipoises, o al menos aproximadamente 10 5000 centipoises, o al menos aproximadamente 10,000 centipoises. En ciertas modalidades, el combustible presente en la formación antes de la inyección de cualquier agente de optimización en la recuperación de petróleo presenta una viscosidad de hasta aproximadamente 5,000,000 centipoises, o 15 hasta aproximadamente 2,000,000 centipoises, o hasta aproximadamente 1,000,000 centipoises, o hasta aproximadamente 500,000 centipoises.

Figura 2c: En lo que respecta ahora a la figura 2c, en ciertas 20 modalidades, se representa un conjunto de pozos 200. El conjunto 200 incluye el grupo de pozos 202 (identificado con líneas horizontales) y el grupo de pozos 204 (identificado con líneas diagonales) . Los pozos de contención 250 se ubican en el exterior del conjunto 200 para formar un 25 perímetro en torno al conjunto 200.

En ciertas modalidades, se inyecta un agente: de optimización en la recuperación de petróleo miscible en un grupo de pozos 204, y se recupera el petróleo del grupo de pozos 202. Tal como se representa, el agente de optimización en la recuperación de petróleo miscible presenta un perfil de inyección 208 con superposición 210 con el perfil de recuperación de petróleo 206, producido en el grupo de pozos 202. En ciertas modalidades, el agente de contención \ se inyecta en los pozos de contención 250. Tal como se representa, el agente de contención presenta un perfil de inyección en torno a cada uno de los pozos de contención 250. El agente de contención puede utilizarse para impulsar al agente de optimización en la recuperación de petróleo miscible y/o al petróleo y/o al gas hacia el grupo de pozos de producción 202.· Luego de un período de tiempo suficiente, el perfil de inyección del agente de contención puede superponerse con uno o más de los perfiles de inyección 208 y el perfil de optimización de petróleo 206, de manera que el agente de optimización en la recuperación de petrólep se contenga en el conjunto 200; y/o para que el petróleo y/p gas se contenga dentro del conjunto 200; y/o de manera tal que el agente de contención se produzca en el grupo de pozos 202.

En ciertas modalidades, se inyecta el agente de optimización en la recuperación de petróleo miscible en el grupo de pozos 202, y se recupera el petróleo desde el grupo de pozos 204. Tal como se representa, el agente de optimización en la recuperación de petróleo miscible presenta un perfil de inyección 206 con una superposición 210 con el perfil de recuperación de petróleo 208, producido en el grupo de pozos 204. En ciertas modalidades, el agente de contención se inyecta en los pozos de contención 250. Tal como se representa, el agente de contención presenta un perfil de inyección en torno a cada uno de los pozos de contención 250. El agente de contención puede utilizarse para impulsar al agente de optimización en la recuperación de combustible mejorado y/o al petróleo y/o al gas hacia el grupo de pozos de producción 204. Luego de un período suficiente de tiempo, el perfil de inyección del agente de contención puede superponerse con uno o más perfiles de inyección 208 y el perfil de recuperación de petróleo 206 de manera que el agente de optimización en la recuperación de petróleo se contenga en el conjunto 200, y/o de manera que el petróleo y/o gas se contenga dentro del conjunto 200; y/o de manera que el agente de contención se produzca en el grupo de pozos 204.

La liberación de al menos una porción del agente de optimización en la recuperación de petróleo miscible y/o de otros líquidos y/o gases puede realizarse por cualquier método conocido. Un método adecuado incluye la inyección de la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible en un solo conducto en un solo pozo, lo que permite la inundación de la formulación de disulfuro de carbono, y posteriormente bombear al menos una porción de la formulación de disulfuro de carbono con gas y/o líquidos. Otro método adecuado consiste en la inyección de la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible en un primer pozo, y bombear hacia fuera al menos una porción de la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible con gas y/o líquidos por el segundo pozo. No resulta importante el método seleccionado para inyectar al menos una porción de la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible y/u otros líquidos y/o gases.

En ciertas modalidades, la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible y/u otros líquidos y/o gases puede bombearse a la formación a presiones de hasta la presión de fractura de la formación.

En ciertas modalidades, la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible puede mezclarse con petróleo y/o gas en una formación para formar una mezcla que puede recuperarse de un pozo. En ciertas modalidades, puede inyectarse una cantidad de formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible en un pozo, seguido de, otro componente, para impulsar a la formulación por la formación. Por ejemplo, puede utilizarse aire, agua en forma líquida o de vapor, dióxido de carbono, otros gases, otros líquidos y/o mezclas de los mismos para que la formulación de optimización en la recuperación de combustible atraviese la formación.

En ciertas modalidades, la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible puede calentarse ántes de inyectarse en la formación para disminuir la viscosidad de los fluidos en la formación, por ejemplo, aceites pesádos, parafinas, asfáltenos, etc.

En ciertas modalidades, la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible puede calentarse y/o entrar en ebullición mientras se encuentra en la formación, con el uso de un fluido calentado o un calentador, para disminuir la viscosidad de los fluidos en la formación. En ciertas modalidades, el agua y/o vapor calentado puede utilizarse para calentar y/o vaporizar la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible en la formación.

En ciertas modalidades, la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible puede calentarse y/o entrar en ebullición mientras se encuentra en la formación, con un calentador. La solicitud de patente de los EUA pendiente de registro describe un calentador adecuado, con número de serie 10/693,816, presentada el 24 de octubre de 2003, con número de referencia TH2557. La totalidad del contenido de la solicitud de patente de EUA Número 10/693,816 se incluye en la presente como referencia.

Figuras 3a - 3b: En lo que respecta ahora a las figura 3a y 3b, en ciertas modalidades de la invención, se representa el sistema 300. El sistema 300 incluye una formación subterránea 302, la formación subterránea 304, la formación subterránea 306, y la formación subterránea 308. La instalación 310 se encuentra disponible en la superficie. El pozo 312 atraviesa las formaciones 302 y 304, y presenta aberturas en la formación 306. Opcionalmente , pueden quebrarse y/o perforarse las porciones 314 de la formación 306. Durante la producción primaria, el petróleo y gas de la formación 306 se produce en las porciones 314, hacia el pozo 312, y atraviesa la instalación 310. Posteriormente, la instalación 310 separa el gas, que se envía al procesamiento de gas 316, y el líquido, que se envía a la reserva de líquido 318. La instalación 310 incluye asimismo una reserva de formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible 330. Tal como se representa en la figura 3a, la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible puede bombearse por el pozo 312 que se representa con la flecha descendente y bombearse hacia la formación 306. La formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible puede inundarse en la formación durante un período de tiempo, como puede ser de 1 hora a aproximadamente 15 días, por ejemplo, desde 5 a aproximadamente 50 horas.

El pozo de contención 350 con el mecanismo de inyección 352 y el pozo de contención 360 con el mecanismo de inyección 362 puede incluir una formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible entre el pozo de contención 350 y el pozo de contención 360. Los mecanismos de inyección 352 y 362 pueden utilizarse para inyectar un agente de contención, por ejemplo, un refrigerante, para crear una pared de cristalización, cemento, azufre líquido o un líquido o gas como el agua, peróxido, solución de peróxido, dióxido de carbono, gas natural, otros hidrocarburos C1-C15, nitrógeno, o aire.

Luego del período de inundación que se representa en la figura 3b, se produce la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible y el petróleo y/o gas en el pozo 312 hacia la instalación 310. La instalación 3Í0 se adapta para separar y/o reciclar la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible, por ejemplo, por ebullición de la formulación, condensación o filtración o reacción de la misma, y posteriormente por reinyección de la formulación en el pozo 312, por ejemplo, por repetición del ciclo de inundación que se representa en las figuras 3a y 3b desde aproximadamente 2 a 5 veces.

En ciertas modalidades, la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible puede bombearse hacia la formación 306 por debajo de la presión de fractura de la formación, por ejemplo, desde aproximadamente 40% a aproximadamente 90% de la presión de fractura.

En ciertas modalidades, el pozo 312 tal como se representa en la figura 3 a inyectando en la formación 306 puede representar un pozo en el grupo de pozos 202, y el pozo 312 tal como se representa en la figura 3b que produce desde una formación 306 puede representar un pozo en el grupo de pozos 204.

En ciertas modalidades, el pozo 312 tal como se representa en la figura 3a inyectando en la formación 306 puede i i representar un pozo en el grupo de pozos 204, y el pozo 312 tal como se representa en la figura 3b que produce desde una formación 306 puede representar un pozo en el grupo de pozos 202. 1 Figura 3c: En lo que respecta ahora a la figura 3c, en una modalidad de la invención, se representa el sistema 400. El sistema 400 incluye una formación subterránea 402, la formación 404, la formación 406, y la formación 408. La instalación1 de producción 410 se encuentra disponible en la superficie. El pozo 412 atraviesa las formaciones 402 y 404, y presenta aberturas en la formación 406. Opcionalmente , pueden quebrarse y/o perforarse las porciones de la formación 414. A medida que el petróleo y el gas se produce desde la formación 406, ingresa a las porciones 414, y atraviesa por el pozó 412 hacia la instalación de producción 410. Puede separarse el gas y el líquido, y el gas puede enviarse hacia la reserva de gas 416, y el líquido puede enviarse a la reserva de líquido 418. La instalación de producción 410 puede producir; , y/o almacenar una formulación de optimización de la recuperación de petróleo miscible, que puede producirse y almacenarse en la producción/reserva 430. El sulfuro de hidrógeno y/u otros compuestos de azufre del pozo 412 pueden enviarse a la producción/reserva 430 de formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible. La formulación1 de optimización en la recuperación de petróleo miscible se bombea por el pozo 432, hacia las porciones 434 de la formación 406. La formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible atraviesa la formación , 406 para asistir en la producción de petróleo y gas, y posteriormente la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible, el petróleo y/o gas pueden producirse en el pozo 412, hacia la instalación de producción 410. Posteriormente, puede reciclarse la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible, por ejemplo, por ebullición, condensación, filtración o reacción de la formulación, posteriormente reinyección de la misma hacia el pozo 432.

El pozo de contención 450 con el mecanismo de inyección 452 y el pozo de contención 460 con el mecanismo de inyección 462 puede incluir una formulación de optimización de la recuperación de petróleo miscible entre el pozó de contención 450 y el pozo de contención 460. Los mecanismos de inyección 452 y 462 pueden utilizarse para inyectar un agente de contención, por ejemplo, un refrigerante, ¡para crear una pared de cristalización, o un líquido o gas como el agua, peróxido, solución de peróxido, dióxido de carbono, gas natural, otros hidrocarburos C1-C15, nitrógeno, aire, o, sus mezclas.

En ciertas modalidades, una cantidad de formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible o formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible mezclada con otros componentes puede inyectarse en ¡ el pozo 432, seguido de otro componente, para impulsar ¡a la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible o formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible mezclada con otros componentes a través de la formación 406, por ejemplo aire; agua en forma de gas o líquido; agua mezclada con una o más sales, polímeros/; y/o agentes tensioactivos ; dióxido de carbono; otros gases, otros líquidos; y/o sus mezclas.

En ciertas modalidades, el pozo 412 que produce petróleo y/o gas representa un pozo en el grupo de pozos 202, y el pozo 432 utilizado para inyectar la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible representa un pozo en el grupo de pozos 204.

En ciertas modalidades, el pozo 412 que produce petróleo y/o gas representa un pozo en el grupo de pozos 204, y el pozo 432 utilizado para inyectar la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible representa un pozo en el grupo de pozos 202.

Figura 4 : En lo que respecta ahora a la figura 4, en ciertas modalidades de la invención, se representa un conjunto de pozos 500. El conjunto 500 incluye el grupo de pozos 502 (identificado con líneas horizontales) y el grupo de pozos 504 (identificado con líneas diagonales) .

El conjunto 500 define un área de producción, delimitada por el rectángulo. El conjunto 500 define el interior del sistema. En el exterior del conjunto 500 se ubican los pozos de contención internos 550, y los pozos de contención externos 552. También pueden disponerse de otros conjuntos de pozos de contención (no se representan) .

En ciertas modalidades, el agente de contención puede inyectarse en pozos de contención internos 550 y pozos de contención externos 552. En otra modalidad, el agente de contención puede inyectarse en pozos de contención externos 552, y el agente de contención, petróleo y/o gas, y/o el agente de optimización en la recuperación de petróleo puede producirse desde los pozos de contención internos 550.

Cada pozo en el grupo de pozos 502 se encuentra a cierta distancia horizontal 530 del pozo adyacente en el grupo de pozos 502. Cada pozo en el grupo de pozos 502 se encuentra a cierta distancia vertical 532 del pozo adyacente en el grupo de pozos 502.

Cada pozo en el grupo de pozos 504 se encuentra a cierta distancia horizontal 536 del pozo adyacente en el grupo de pozos 504. Cada pozo en el grupo de pozos 504 se encuentra a cierta distancia vertical 538 del pozo adyacente en el grupo de pozos 504.

Cada pozo en el grupo del pozo 502 se encuentra a cierta distancia 534 de los pozos adyacentes en el grupo de pozos 504. Cada pozo en el grupo de pozos 504 se encuentra a una distancia 534 de los pozos adyacentes en el grupo de pozos 502.

En ciertas modalidades, cada pozo en el grupo de pozos 502 se encuentra rodeado por cuatro pozos en el grupo de pozos 504. En ciertas modalidades, cada pozo en el grupo de pozos 504 se encuentra rodeado por cuatro pozos en el grupo de pozos 502.

Alternativas : En ciertas modalidades, el petróleo y/o el gas producido puede transportarse a una refinería y/o a una instalación de tratamiento. El petróleo y/o el gas pueden procesarse para obtener productos comerciales como puede ser los combustibles de transporte, como puede ser la gasolina y el diesel, el combustible para calefacción, los lubricantes, los químicos y/o los polímeros. El procesamiento puede incluir la destilación y/o la destilación fraccional del petróleo y/o del gas para obtener una o más fracciones destiladas. En ciertas modalidades, el petróleo y/o el gas, y/o una o más fracciones destiladas pueden someterse a uno o más de los siguientes procesos: craqueo catalítico, hidrocraqueo , hidrotratamiento, coquización, craqueo térmico, destilación, reforma, polimerización, isomerización, alquilación, mezclado, y desparafinació .

Modalidades ilustrativas: En una modalidad, la invención proporciona un sistema para producir petróleo y/o gas a partir de una formación subterránea que incluye un primer pozo en la formación; un mecanismo para inyectar una formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible en un primer pozo; un segundo pozo en la formación; un mecanismo para producir petróleo y/o gas a partir de un segundo pozo; en el qúe el primer y segundo pozo incluyen un interior del sistema; una pluralidad de pozos de contención exteriores al primer y segundo pozo; y un mecanismo para inyectar un agente de contención en los pozos de contención. En ciertas modalidades, el primer pozo se encuentra a una distancia de 10 metros a 1 kilómetro del segundo pozo. En ciertas modalidades, la formación subterránea se encuentra debajo de una masa de agua. En ciertas modalidades, el sistema incluye asimismo un mecanismo para inyectar una formulación de optimización en la recuperación de petróleo inmiscible en la formación, luego de haber liberado la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible en la formación. En ciertas modalidades, el sistema incluye asimismo una formulación de optimización en lá recuperación de petróleo miscible seleccionado del grupo de formulación de disulfuro de carbono, sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono, octano, pentano, LPG, hidrocarburos C2-C6 alifáticos, nitrógeno, diesel, alcoholes mineráles, disolvente nafta, disolvente asfáltico, queroseno, acetona, xileno, tricloroetano, y sus mezclas. En ciertas modalidades, el sistema incluye asimismo una formulación de optimización en la recuperación de petróleo inmiscible seleccionada del grupo de agua en forma de gas o líquido, aire y sus mezclas. En ciertas modalidades, el sistema incluye asimismo un primer conjunto de pozos que incluye desde 5 a 500 pozos, y un segundo conjunto de pozos que incluye desde 5 a 500 pozos. En ciertas modalidades, el sistema incluye asimismo una formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible que incluye una formulación de disulfuro de carbono. En ciertas modalidades, el sistema incluye asimismo un mecanismo para producir una formulación de disulfuro de carbono. En ciertas modalidades, la formación subterránea incluye petróleo con una viscosidad de 100 a 5,000,000 centipoise. En ciertas modalidades, el primer pozo incluye un perfil de formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible en la formación, y un segundo pozol que comprende un perfil de recuperación de petróleo eri la formación, el sistema incluye asimismo la superposición entre el perfil de formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible y el perfil de recuperación de petróleo. En algunas modalidades, el agente de contención se selecciona del grupo de refrigerante, agua, salmuera, peróxido, soluciones de peróxido, nitrógeno, aire, dióxido de carbono, gas natural otros hidrocarburos Ci-C15, y| sus mezclas. En ciertas modalidades, el agente de contención incluye agua. En ciertas modalidades, el segundo pozo produce un agente de contención. En ciertas modalidades, el segundo pozo produce un agente de contención, la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible, y petróleo y/o gas. , En otra modalidad, la invención describe un método ; para producir petróleo y/o gas que incluye inyectar una formulación de disulfuro de carbono en una formación a partir de un primer pozo; producir petróleo y/o gas a partir de la formación desde un segundo pozo; e inyectar un agenté de contención en la formación a partir de una pluralidad de pozos de contención. En ciertas modalidades, el método incluye asimismo recuperar la formulación de disulfuró de carbono a partir de petróleo y/o gas, si existe, y posteriormente inyectar al menos una porción de> la formulación de disulfuro de carbono recuperada en la formación. En ciertas modalidades, la inyección de la formulación de disulfuro de carbono incluye inyectar al menos una porción de la formulación de disulfuro de carbono en la formación en una mezcla con uno o más hidrocarburos; compuestos de azufre distintos al disulfuro de carbono; dióxido de carbono; monóxido de carbono; o sus mezclas. En ciertas modalidades, el método incluye asimismo calentar la formulación de disulfuro de carbono antes de inyectar la formulación de disulfuro de carbono en la formación, o mientras se encuentra en la formación. En ciertas modalidades, la formulación de disulfuro de carbono se inyecta a presiones de 0 a 37,000 kilopascales por encima de la presión inicial del yacimiento, medida antes de que comience la inyección de disulfuro de carbono. En ciertas modalidades, la formación subterránea incluye una permeabilidad de 0.0001 a 15 Darcios por ejemplo, una permeabilidad de 0.001 a 1 Darcios. En ciertas modalidades, cualquier petróleo, presente en la formación subterránea antes de inyectar la formulación de disulfuro de carbono, presenta un contenido de azufre desde 0.5% a 5%, por ejemplo de 1% a 3%. En ciertas modalidades, el método incluye asimismo convertir al menos una porción del petróleo y/o gas recuperado en un material seleccionado del grupo que incluye los combustibles para el transporte como es la gasolina y el diesel, los combustibles para calefacción, los lubricantes, los químicos y/o los polímeros.

En una modalidad, la invención describe un método para producir petróleo y/o gas que incluye inyectar una formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible en una formación a partir de un primer pozo; producir petróleo y/o gas a partir de la formación desde un segundo pozo e inyectar un agente de contención en la formación a partir de una pluralidad de pozos de contención. En ciertas modalidades, el método incluye asimismo la inyección de una formulación de optimización en la recuperación de petróleo inmiscible luego de inyectar la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible para impulsar a la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible a través de la formación. En ciertas modalidades, la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible incluye una formulación de disulfuro de carbono. Los conocedores de la técnica sabrán que es posible realizar diversas modificaciones y variacipnes a las modalidades descritas en la invención, a las configuraciones, los materiales y métodos sin apartarse del espíritu y alcance de la misma. Por lo tanto, el alcance de conformidad con las reivindicaciones aquí adjuntas y; sus equivalencias funcionales no deben encontrarse limitadas por las modalidades específicas, descritas e ilustradas en la presente, ya que las mismas son ejemplarizantes.

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 que resulta claro de la presente descripción de la invención. 1

Claims (26)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones :

1. Un sistema para producir petróleo y/o gas a partir de una formación subterránea caracterizado porque comprende: un primer pozo en la formación; un mecanismo para inyectar una formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible en el primer pozo; un segundo pozo en la formación; un mecanismo para producir petróleo y/o gas a partir del segundo pozo: en el que el primer pozo y el segundo pozo comprenden el interior del sistema; una pluralidad de pozos de contención exteriores al primer y segundo pozo; y un mecanismo para inyectar el agente de contención en los pozos de contención.

2. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el primer pozo se encuentra a una distancia de 10 metros a 1 kilómetro del segundo pozo.

3. El sistema de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 2, caracterizado porque la formación subterránea se encuentra debajo de una masa de agua.

4. El sistema de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, caracterizado porque comprende asimismo un mecanismo para inyectar una formulación de optimización en la recuperación de petróleo inmiscible en la formación, luego de haber secretado la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible en la formación.

5. El sistema de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, caracterizado porque comprende asimismo una formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible seleccionada del grupo que consiste én una formulación de disulfuro de carbono, sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono, octano, pentano, LPG, hidrocarburos C2-C6 alifáticos, nitrógeno, diesel, alcoholes minerales, disolvente nafta, disolvente asfáltico, queroseno, acetona, xileno, tricloroetano, y sus mezclas.

6. El sistema de conformidad con cualquiera de: las reivindicaciones 1 a 5, caracterizado porque comprende asimismo una formulación de optimización en la recuperación de petróleo inmiscible seleccionada del grupo que consiste de agua en forma de gas o líquido, aire y sus mezclas.

7. El sistema de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, caracterizado porque comprende asimismo un primer conjunto de pozos que comprende desdé 5 a 500 pozos, y un segundo conjunto de pozos que comprende desde 5 a 500 pozos.

8. El sistema de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 7, caracterizado porque comprende asimismo una formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible que comprende una formulación de disulfuro de carbono.

9. El sistema de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8, caracterizado porque comprende asimismo un mecanismo para producir una formulación de disulfuro de carbono. !

10. El sistema de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9, caracterizado porque la formación subterránea comprende petróleo con viscosidad de 100 a 5,000,000 centipoise.

11. El sistema de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10, caracterizado porque el primer pozo incluye un perfil de formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible en la formación, y un segundo pozo que comprende un perfil de recuperación de petróleo en la formación, el sistema incluye asimismo la superposición entre el perfil de formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible y el perfil de recuperación de petróleo.

12. El sistema de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones l a 11, caracterizado porque el agente de contención se selecciona del grupo que consiste en refrigerante, agua, salmuera, peróxido, soluciones de peróxido, nitrógeno, aire, dióxido de carbono, gas natural, otros hidrocarburos C1-C15, y sus mezclas.

13. El sistema de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque el agente de contención incluye agua.

14. El sistema de conformidad con cualquiera de; las reivindicaciones 1 a 13, caracterizado porque el segundo pozo produce un agente de contención.

15. El sistema de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 14, caracterizado porque el segundo pozo produce un agente de contención, la formulación de optimización en la recuperación de petróleo misciblé, y petróleo y/o gas.

16. Un método para producir petróleo y/o gas caracterizado porque comprende: inyectar una formulación de disulfuro de carbono en una formación desde un primer pozo; producir petróleo y/o gas desde la formación desde un segundo pozo; e inyectar el agente de contención en la formación desde una pluralidad de pozos de contención.

17. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque comprende asimismo recuperar la formulación de disulfuro de carbono a partir de petróleo y/o gas, si existe, y posteriormente inyectar al menos t una i porción de la formulación de disulfuro de carbono recuperada en la formación.

18. El método de conformidad con cualquiera de1 las reivindicaciones 16 a 17, caracterizado porque la inyección de la formulación de disulfuro de carbono incluye inyectar al menos una porción de la formulación de disulfuro de carbono en la formación en una mezcla con uno o más hidrocarburos ; compuestos azufre distintos al disulfuro de carbono; dióxido de carbono; monóxido de carbono; o sus mezclas.

19. Los métodos de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 16 a 18, caracterizado porque comprende asimismo calentar la formulación de disulfuro de carbono antes de inyectar la formulación de disulfuro de carbono en la formación, o mientras se encuentra en la formación.

20. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 16 a 19, caracterizado porque la formulación de disulfuro de carbono se inyecta a presiones de 0 a 37,000 kilopascales por encima de la presión inicial del yacimiento, medida antes de que comience la inyección de disulfuró de carbono.

21. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 16 a 20, caracterizado porque la formáción subterránea comprende una permeabilidad de 0.0001 a 15 Darcios, por ejemplo, de 0.001 a 1 Darcio.

22. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 16 a 21, caracterizado porque cualquier petróleo, presente en la formación subterránea previa a. la inyección de formulación de disulfuro de carbono, presenta un contenido de azufre desde 0.5% a 5%, por ejemplo, desde 1% a 3%.

23. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 16 a 22, caracterizado porque comprende asimismo convertir al menos una porción del petróleo y/o gas recuperado en un material seleccionado del grupo que incluye los combustibles para el transporte como es la gasolina y el diesel, el combustible para calefacción, los lubricantes, los químicos y/o los polímeros.

24. Un método para producir petróleo y/o gas caracterizado porque comprende inyectar una formulación de optimización en la recuperación de petróleo en una formación a partir de un primer pozo; producir petróleo y/o gas a partir de la formación desde un segundo pozo; e inyectar un agente de contención en la formación a partir de una pluralidad de pozos de contención.

25. El método de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado porque comprende además: la inyección de una formulación de optimización en la recuperación de petróleo inmiscible luego de inyectar la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible para impulsar a la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible a través de la formación.

26. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 24 a 25, caracterizado porque la formulación de optimización en la recuperación de petróleo miscible comprende una formulación de disulfuro de carbono.