MX2012007331A - Procedimiento de extraccion de solvente de pasos multiples para depositos de gasoil. - Google Patents

Abstract

Se describe un procedimiento de extracción in situ de pasos múltiples para depósitos de gasoil que utiliza un solvente que tiene varios pasos, incluyendo, recuperar, de áreas en contacto con dicho gasoil, bloqueadores de solvente para crear huecos y para incrementar un área interfacial de gasoil no extraído que se puede conectar a través de dicho solvente e inyectar el solvente en forma de vapor desde los huecos para elevar la presión del depósito hasta que suficiente solvente está presente en forma líquida para llenar los huecos y hacer contacto con dicha área interfacial del gasoil. Después, el depósito se cierra temporalmente durante un período de tiempo para que el solvente se difunda hacia dicho aceite no extraído a través del área interfacial desde los huecos llenos de solvente en un paso de maduración para crear una mezcla de viscosidad reducida de solvente y aceite y se mide una o más características de depósito para confirmar el grado de dilución el solvente que ha ocurrido del aceite no extraído en el depósito. Después se inicia la producción basada en drenaje de 9ravedad desde el depósito una vez que la mezcla tiene una viscosidad lo suficientemente baja para permitir que la mezcla se drene a través de dicho depósito hacia en pozo de producción.

Description

PROCEDIMIENTO DE EXTRACCION DE SOLVENTE DE PASOS MULTIPLES PARA DEPÓSITOS DE GASOIL CAMPO DE LA INVENCION Esta invención se refiere al campo de extracción de hidrocarburo y más particularmente a la extracción de gasoil de formaciones subterráneas. Particularmente, esta invención se refiere a una técnica de extracción de gasoil de pasos múltiples que se va a utilizar, por ejemplo, después que la extracción primaria ya no es efectiva. Muy particularmente, esta invención se refiere a un procedimiento de extracción mejorado de pasos múltiples basado en solvente para gasoil.

ANTECEDENTES DE LA INVENCION El gasoil es un término poco definido, pero generalmente se entiende que el gasoil comprende aceites de alguna forma degradados y viscosos que pueden incluir algún bitumen. Los gasoiles típicamente tienen movilidad deficiente en condiciones de depósito así que son difíciles de producir y tienen factores de recuperación muy deficientes. El gasoil generalmente es más viscoso que el aceite ligero convencional, pero no es tan viscoso como el bitumen así que puede encontrarse en arenas bituminosas. Generalmente se entiende que el gasoil incluye una disposición de gravedad API de entre 10 y 22 una viscosidad de entre aproximadamente 100 y 10,000 centiposies. Para los propósitos de esta especificación el término gasoil debe significará aceite que cae dentro de la definición anterior.

El gasoil existe, in situ, en grandes cantidades, pero es difícil de recuperar. Un estimado reciente (2003) del recurso por la Encuesta geológica de E.U.A., que utiliza el factor de recuperación estimado de 19% coloca el gasoil teóricamente recuperable en Norteamérica sólo en 35.3 millones billones de barriles. Este estimado USGS implica que el recurso de gasoil norteamericano nacional total es aproximadamente 200 billones de barriles y que más de 80% de este gasoil nacional no se puede recuperar utilizando la' mejor tecnología de procedimiento de extracción actualmente disponible. El reporte USGS también implica que el recurso de gasoil mundial es 3.3 trillones de barriles y que 87% de este recurso no se puede recuperar o "varar" con tecnología actual. La oportunidad comercial para una mejor tecnología de extracción por lo tanto es sustancial. Más específicamente, un avance en tecnología de extracción que eleva el índice de recuperación de gasoil del actual nivel de 13% únicamente a 25%, contribuiría a 400 billones de barriles adicionales de aceite recuperable a nivel mundial.

El bitumen que contiene arenas bituminosas de Canadá ha recibido una gran atención debido a su almacenamiento inmenso de hidrocarburo. Sin embargo, únicamente tomaría un pequeño cambio en el factor de recuperación promedio para el gasoil mundial de 13% a 18% de aceite en lugar de proporcionar una cantidad equivalente de aceite que se consideraría que se puede recuperar de las arenas bituminosas canadienses. Con respecto a aceite pico y un alcance limitado del nuevo descubriendo del depósito, la capacidad de recuperar gasoil varado se está volviendo crecientemente importante. Además, el ser capaz de recuperar aceite adicional utilizando tecnología de extracción eficiente de energía también es muy deseable. Por mucho tiempo se ha reconocido solvente para tener el potencial teórico para movilizar y recuperar el gasoil varado. El solvente potencialmente no requeriría la aplicación de altas temperaturas y responsabilidades consecuentes de consumo de energía alto y emisiones de gas de efecto invernadero que llenan los procedimientos de extracción de bitumen i mpulsados por vapor, por ejemplo.

Actualmente se entiende por aquellos expertos en la técnica, basándose en modelos de estimulación de computadora más disponibles, que el solvente se difunde rápida y profundamente en el gasoil in situ. Es evidente en los resultados publicados de las simulaciones de computadora (Tadahiro y otros, Mayo 2005 JCPT página 41, Figura 18) que muestra solvente de propano que penetra 8 metros más allá del borde de una cámara de vapor en un gasoil de 5200 CP. Similarmente Das (2005 SPE papel 97924 Figura 12) comenta que es realístico esperar que el solvente de propano penetre 5 metros más allá del borde de la cámara en un depósito de Athabasca.

Sin embargo, los estudios de laboratorio por el inventor (Nenniger CIPC papel 2008-139, Figuras 1 y 2) han mostrado que el mecanismo de extracción de solvente para gasoil y arenas bituminosas es muy diferente que el pronosticado por las simulaciones de computadora. En particular, en lugar de difundir rápidamente de forma profunda en una zona de soporte de aceite, se observa que el solvente forma una interfase bien definida con aceite diluido en lo que se puede denominar un frente de impacto de concentración. El frente de impacto de concentración surge debido a que el solvente tiene un tiempo muy difícil difundiéndose o penetrándose en el aceite de alta viscosidad como gasoil o bitumen. En un experimento de relleno de arena, el inventor observó deposición de asfaiteno con una longitud de poro del bitumen crudo, que significa que el gradiente de concentración es extraordinariamente pronunciado en una escala de longitud muy pequeña.

La escala de longitud física del procedimiento de disolución del solvente en gasoil observado es aquella de poros individuales, que son de aproximadamente 100 mieras de largo en arena 5 Darcy. Parece razonable asumir que dos fluidos de hidrocarburo visibles tal como aceite y solvente deben mezclarse rápidamente y de forma bastante fácil como se muestra en las simulaciones de Tadahiro y Das. Consecuentemente, la observación experimental de un impacto de concentración fue sorprendente e inesperada. Más específicamente, la observación de un frente de impacto de concentración indica que el conocimiento convencional con respecto a la rápida disolución de gasoil y bitumen con difusión de solvente es incorrecta.

San hecho muchos intentos en la técnica previa para desarrollar procedimientos de extracción basados en solvente. Por ejemplo, la Patente de E.U.A. 5,720,350 enseña un método para recuperar aceite dejado atrás en un depósito de aceite convencional después que se ha recuperado el aceite convencional original. Este procedimiento utiliza drenaje de gravedad desde una formación en la cual el solvente visible en aceite que tiene una densidad ligeramente mayor que un gas contenido en una tapa de gas se inyecta sobre el nivel del líquido en la formación. Después, la inyección de solvente la producción de aceite comienza desde una porción inferior de la formación. La idea parece ser aquella de que el solvente barre el aceite restante a la cantidad de producción. Sin embargo, las recuperaciones convencionales son muy buenas lo que significa que de 30% a 60% o más del aceite en su lugar puede recuperarse, consecuentemente pueden requerirse volúmenes muy grandes y potencialmente costosos de solvente para recuperar cualquier porción significativa del aceite restante.

La Patente de E.U.A. 5,273,111 enseña un método de recuperación de hidrocarburo de cavidad horizontal lateral y vertícalmente escalonado, en donde se utiliza un procedimiento continuo que combina drenaje de gravedad e impulso o barrido de gas (es decir, impulso de presión) para producir el aceite desde una configuración específica de cavidades verticales y horizontales. La configuración de las cavidades se dice que se optimiza para reducir la formación de cono y la ruptura de solvente entre las cavidades, pero el uso de un impulso o barrido de gas resultará en recuperación preferencial a través de las porciones de permeabilidad superior del depósito. De esa forma, incluso si se reduce la formación de conductor de solvente, aún sería significativo, lo que significa que el procedimiento de impulso probablemente evitaría gran parte del aceite varado.

La Patente de E.U.A. 5,065,821 enseña un procedimiento para gas que inunda un depósito virgen con cavidades horizontales y verticales concurrentemente con realizar una inyección cíclica, remojo y producción de gas a través de una cavidad horizontal, para establecer eventualmente conexión a la cavidad vertical, después de lo cuaJ la cavidad vertical se vuelve la cavidad de producción y la cavidad horizontal se vuelve la cavidad de inyección. De nuevo, este procedimiento enseña la inyección de gas de solvente continuo (es decir, un impulso de presión) a través del depósito una vez que se establece la conexión entre las cavidades. Durante los pasos iniciales, en un depósito virgen es muy difícil obtener el solvente para difundir dentro y diluir el aceite haciendo este procedimiento lento e ¡mpráctico.

La solicitud de patente canadiense 2494391 de Nexen describe una técnica de extracción basada en solvente adicional que utiliza una inyección o extracción de solvente continúa del tipo que puede caracterizarse como un barrido o impulso de solvente con un patrón de cavidades horizontales y verticales. De nuevo, sin embargo, se anticipa cualquier intento para empujar el aceite con un procedimiento de impulso de solvente para llevar a una formación de cono rápido, circuito corto, desvío y únicamente de recuperación marginal.

Sin importar estos y muchos intentos previos para perfeccionar un procedimiento de e xtracción basado en solvente para gasoil, los resultados permanecen insatisfactorios. Existe una necesidad clara de un entendimiento diferente y mejor de cómo utilizar efectivamente el solvente para mejorar recuperación de gasoil, en una forma que reduzca la desviación de gasoil varado. Lo que se desea es un procedimiento de extracción de solvente que comprende este entendimiento de que tan lento penetra el solvente en el gasoil in situ y atiende este problema directamente.

BREVE DESCRIPCION DE LA INVENCION La penetración inicial de solvente en aceite se debe e ntender para ser extremadamente lenta. Por otro lado, tan pronto como una pequeña cantidad de solvente tal vez únicamente 1 ó 2%, se ha difundido en el aceite retenido dentro de un poro particular, en. una zona explotable, la dilución subsecuente del aceite parcialmente diluido es muy rápida. Esto resulta en un solvente distinto/aceite diluido para interfase de gasoil que avanza lentamente a través de la zona explotable de un depósito, en una base de poro por poro. La presente invención enseña un método y un procedimiento que comprende está propagación frontal de solvente lenta y consecuentemente tiene un objetivo de permitir la movilización efectiva y predecible y la recuperación de grandes volúmenes de gasoil in situ varado.

La presente invención reconoce que tan difícil es lograr la dispersión uniforme del solvente dentro de la zona explotable del depósito de gasoil y proporciona ciertos pasos de procedimiento que alientan la dilución de solvente y la homogeneidad. La presencia de la penetración poco profunda y el gradiente de concentración pronunciado en el frente de impacto significa que la velocidad de dilución de solvente en el aceite varado en una base amplia de depósito es limitada por dos variables clave, principalmente la cantidad de área interfacial de aceite varado disponible para el solvente y la cantidad de tiempo que se expone en el solvente al área interfacial del aceite varado. El grado de dilución de solvente en el gasoil determina el cambio en viscosidad de la mezcla de aceite de solvente, que a su vez se relaciona directamente con la movilidad de la mezcla de gasoil en el depósito y la capacidad de recuperar el mismo a través del drenaje de gravedad desde una cavidad de producción.

De acuerdo con la presente invención un procedimiento que minimiza la oportunidad de dilución del gasoil con solvente maximizará las oportunidades para recuperación del gasoil varado.

La presente invención por lo tanto consiste de un procedimiento que tiene varios pasos, que incluyen, aumentar el área interfacial al remover bloqueadores de solvente con los huecos creados en el depósito por el procedimiento de extracción primario. La limpieza de los huecos permite que se coloque más solvente en el depósito permitiendo que más solvente contacte aceite más varado permitiendo consecuentemente que el procedimiento de extracción proceda a velocidades muy superiores que serían posibles en un depósito virgen o incluso un depósito parcialmente extraído que tiene huecos llenos con fluidos y gases de depósito de bloqueo de solvente. Además, esta invención comprende proporcionar suficiente tiempo de exposición para el solvente y el aceite en un paso de maduración para permitir que el solvente penetre lenta pero adecuadamente en poros llenos con aceite y logre un grado razonable de homogeneidad o dilución en un nivel de micro escala, a través del depósito. De acuerdo con un aspecto de la presente invención el grado de maduración in situ se puede medir para permitir una determinación de cuando proceder al siguiente paso del procedimiento de extracción, que es la producción real del aceite desde un depósito, a través del drenaje de gravedad.

Por lo tanto de acuerdo con la presente invención se proporciona, en un aspecto, un procedimiento de extracción in situ de pasos múltiples para depósitos de gasoil, dicho procedimiento que utiliza un solvente que comprende los pasos de: a. remover líquidos y gases de áreas en contacto con dichos gasoiles para aumentar un área interfacial de aceite de gasoil no extraído que se puede conectar por dicho solvente; b. inyectar dicho solvente en forma de vapor en dichas áreas para elevar la presión de depósito hasta que esté presente suficiente solvente en una forma líquida para contactar dicha área interfacial aumentada de dicho gasoil; c. cerrar dicho depósito por un periodo de tiempo suficiente para permitir que dicho solvente se difunda en dicho aceite no extraído a través de dicha área interfacial en un paso de maduración para crear una mezcla de viscosidad reducida de solvente y aceite; d. medir una o más características de depósito para confirmar la extensión de dilución de solvente que ha ocurrido del aceite no extraído en el depósito, y e. comenzar el drenaje de gravedad basándose en producción de dicho depósito hasta que dicha mezcla tenga una viscosidad suficiente para permitir que dicha mezcla se drene a través de dicho depósito a una cavidad de producción.

BREVE DESCRIPCION DE LOS DIBUJOS Ahora se hará referencia, a manera de ejemplo únicamente, a modalidades preferidas de la presente invención al hacer referencia a las siguientes figuras, en donde: La Figura 1 muestra una representación de un depósito de gasoil objetivo con una cavidad horizontal colocada cerca del fondo de la zona explotable y una cavidad de inyección vertical.

La Figura 2 es una gráfica de permeabilidad en mili-darcies contra permeabilidad total para un depósito de gasoil típico; La Figura 3 es una gráfica de presión de depósito contra tiempo para un depósito de muestra de acuerdo con la presente invención; La Figura 4 muestra una gráfica de viscosidad contra temperatura para varias relaciones de solvente a aceite de gasoil diluido en solvente; La Figura 5 muestra una gráfica de la presión de vapor de un solvente específico, etano, como una función de fracción de volumen de etano disuelto en un gasoil, de acuerdo con la presente invención, La Figura 6 muestra el tiempo en días para que el solvente se desplace a una distancia específica a través de un depósito de gasoil por dilución del gasoil de acuerdo con la presente invención; La Figura 7 muestra una velocidad de producción de aceite calculada por una cavidad horizontal de 800 m de largo con 10 m de productividad como una función del grado de dilución del solvente en aceite por un depósito de permeabilidad de 1 Darcy promedio de acuerdo con la presente invención; La Figura 8 muestra una velocidad de producción de aceite calculada para una cavidad horizontal de 800 m de largo con 10 m de productividad como una función del grado de dilución del solvente en aceite por un depósito de permeabilidad de 7 Darcy promedio de acuerdo con la presente invención; La Figura 9 muestra el costo de solvente calculado por metro cúbico de aceite recuperado para el depósito de gasoil de 7 Darcy de la Figura 7, como una función de la fracción de volumen de solvente en el aceite (en este caso etano o C2) asumiendo que el solvente se recupere eventualmente durante el soplado de acuerdo con la presente invención; La Figura 10 muestra la presión de depósito contra tiempo de acuerdo con I a presente invención en el caso en donde el solvente que se produce conjuntamente con el aceite no se vuelve a inyectar subsecuentemente al depósito; y La Figura 11 muestra los volúmenes calculados de dirección y producción como una función de tiempo del procedimiento de extracción de la presente invención cuando se aplica a un depósito que tiene un acuífero activo u otro tipo de soporte a presión, para que la presión de depósito se restrinja efectivamente a un valor constante.

DESCRIPCION DETALLADA DE LAS MODALIDADES PREFERIDAS Esta presente invención es muy aplicable a depósitos de gasoil que se han sometido a una extracción primaria y también que demuestran buena restricción. De acuerdo con la presente invención la extracción primaria ha resultado en una región extraída de petróleo en el depósito que tiene gas o huecos llenos de agua. Un depósito preferido ha tenido una extracción primaria que ha recuperado entre aproximadamente 5% y 25% del aceite original en su lugar con una cantidad muy preferida que está entre 8 % y 15%. Muy preferiblemente un depósito objetivo adecuado tendrá un grosor de productividad significativo con barreras horizontales extensivas para que cuando se reduce lo suficiente la viscosidad del gasoil in situ, puede ocurrir drenaje de gravedad. Aunque se prefiere un depósito extraído primario, la p resente invención es adecuada para depósitos vírgenes del tipo que tienen huecos que se pueden drenar que ocurren naturalmente que tienen un volumen de entre aproximadamente 5% y 25% del aceite original en su lugar. Un ejemplo de tal depósito es uno con una saturación de agua de 20-40% y saturación de aceite de 60-80%, pero el depósito bien confinado en una formación porosa.

La Figura 1 muestra un esquema de un depósito de aceite objetivo con una cavidad vertical 20 y una cavidad de producción horizontal 22. La cavidad h orizontal 22 generalmente está c olocada cerca del fondo de la zona explotable 24, y una cavidad de producción a través de la cual puede removerse los fluidos que drenan a través del depósito por drenaje de gravedad. La zona explotable típica 24 tiene capas de diferente permeabilidad mostradas como 28, 30, 32, 34, 36, 38, y 40. Muy preferiblemente la zona explotable 24 está confinada por una capa de sobrecarga impermeable 25 y una capa impermeable bajo carga 26, pero como se apreciará por aquellos expertos en la técnica de ingeniería de depósito, la presente invención también comprende aquellos medios hechos por el hombre para confinación que también pueden utilizarse. Preferiblemente la zona explotable 24 ha sido producida utilizando técnicas de extracción primarias convencionales, tal como CHOPS ( producción de gasoil frío con arena), al grado posible que ha dejado volúmenes huecos significativos en lo que se puede denominar una zona extraída de aceite. Aunque las capas de zona explotable 28 a 40 pueden ser bastante uniformes existen algunas variaciones de permeabilidad típicas debido a, por ejemplo, el procedimiento de deposición original. Típicamente también existe alguna variación natural en la calidad de aceite y viscosidad con posición en el depósito.

Como una consecuencia de la recuperación de aceite primaria del depósito, las zonas de permeabilidad más altas en la zona explotable 24, en este caso las capas 30 y 38 serán vaciadas preferencialmente de gasoil, mientras las zonas ligeramente menos permeables 28, 32, 34, 36 y 40 serán desviadas en su mayoría teniendo de esa forma proporciones superiores de "aceite varado". Si el depósito tiene un vaciado primario sin soporte de presión, las regiones vaciadas probablemente también tendrán alguna saturación de gas como las que ocurren naturalmente cuando el gas disuelto in situ sale de la solución y llena los poros a medida que se remueve el aceite. Probablemente también estará presente agua o salmuera significativa en los huecos de las regiones de aceite extraídas de la zona explotable, especialmente en donde se ha aplicado la inundación con agua. El solvente se ha inyectado c orno se muestra por la flecha 44 en la cavidad vertical 40 y un solvente mezclado y mezcla de aceite 46 se remueve, por ejemplo por una bomba 48.

La Figura 2 muestra con línea de gráfica 49 que un depósito de aceite con cierta permeabilidad "promedio" típicamente abarcará una gran variedad de diferentes tamaños de poro y consecuentemente probablemente tendrá una amplia distribución de permeabilidad que varía ampliamente de un poro al siguiente así como de una capa a la siguiente. Esto significa que cualquier procedimiento de extracción basado en impulso de gas o líquido (en donde se utiliza presión de gas o líquido para intentar empujar el aceite fuera de la formación) es vulnerable para movimiento preferencial del fluido de barrido, tal como solvente, a través de los poros de permeabilidad mayores y más altos desviando primero consecuentemente cantidades significativas de aceite contenidas en poros de permeabilidad más pequeños e inferiores. Este aceite desviado, que no es móvil a velocidades de recuperación comerciales en condiciones de depósito, es el aceite varado. Este desvío es particularmente problemático para procedimientos de tipo solvente debido a que el solvente tendrá una tenencia para disolver aceite a lo largo de la trayectoria más permeable y empeora el problema de cortocircuito o de formación de cono. Existe un número de formas para medir físicamente y valorar la heterogeneidad de la permeabilidad natural de la zona explotable incluyendo herramientas de registro y medidas de poro simetría. En resumen, la Figura 2 muestra que una porción significativa del aceite se detendrá en poros de permeabilidad inferiores dentro de la zona explotable.

La Figura 3 muestra la secuencia de pasos para un procedimiento de extracción de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención como una serie de cambios a la presión de depósito con el tiempo. La Figura 3 muestra los pasos de creación de vacío 50, carga de solvente 52, maduración 54, producción de aceite 56 con reciclado de solvente simultáneo de nuevo en la formación y soplado de solvente 58. Cada uno de estos pasos preferidos se discute en más detalle a continuación. La Figura 3 ilustra una gráfica esquemática del procedimiento de la presente invención que se aplica a un depósito en donde el solvente es etano y la temperatura de depósito inicial es 20°C y se eleva aproximadamente a 24°C (ver Figura 4) con valores asumidos para la porosidad de depósito y la viscosidad del gasoil varado.

El primer paso 50 de creación de vacío ocurre como un paso de pre-tratam iento de acondicionamiento. Los fluidos y gases móviles, que para facilidad de entendimiento se denominan como bloqueadores de solvente, se bombean o producen desde el depósito. Muy preferiblemente estos bloqueadores de solvente pueden extraerse a través de cavidades existentes que se dejan del paso de extracción primario, pero en algunos pasos puede ser preferible instalar una cavidad horizontal hacia el fondo de la formación y utilizarla para remoción de los bloqueadores de solvente/ Se cree que los bloqueadores de solvente más potentes son agua, salmuera y metano, todos de los cuales probablemente están presentes después del procedimiento de extracción primaria y ya no es efectivo. La creación de vacío adicional en la zona explotable 24 además puede alentarse al producir en el depósito un vapor de solvente de presión relativamente baja para remover tanto gas de solución y metano como sea posible. El solvente preferido es etano, aunque también es adecuado propano en ciertas condiciones de depósito. La elección de solvente dependerá de ciertos factores que influyen tanto la efectividad del solvente en la presión del depósito (que es frecuentemente una función de la profundidad del depósito) y el costo en ese tiempo del solvente en el mercado abierto. Se prefiere utilizar etano para depósitos localizados bajo 304.8 metros, y propagan depósitos que son más superficiales que eso. La creación de vacío de la presente invención comprende una serie de pasos de desplazamiento 'en un patrón organizado para recuperación máxima de agua y gas de metano de la zona explotable 24 de la formación. Como tal, la presente invención tomará ventaja de cualquier configuración de cavidad existente que puede dejarse sobre la extracción primaria.

La pureza de solvente también es un aspecto importante de la presente invención. En cualquier ambiente con solventes mezclados, las especies de disolución más fácil preferentemente ingresarán en la solución con el aceite, dejando las especies de disolución menos fáciles en la inferíase de aceite. En un período de tiempo por lo tanto, las especies menos solubles se concentran en la inferíase de aceite, y bloquea el pasaje de las especies de solvente que se disuelven más fácilmente en el aceite, frustrando el procedimiento de disolución del aceite. Por lo tanto, un aspecto de la presente invención es reemplazar especies fácilmente insolubles, tal como metano, que pueden estar naturalmente presentes en la formación, con altas concentraciones de solvente razonablemente puro tal como etano, propano para prevenir que las especies que se disuelven menos fácilmente desaceleren o prevengan la disolución. También, el agua, entre el aceite y el solvente actuará como una barrera de solvente, y también preferiblemente se removerán de acuerdo con la presente invención, de los volúmenes vacíos, al grado posible. En resumen, un bloqueador de solvente puede ser un gas o un líquido en condiciones de depósito, y se remueven ventajosamente.

La presente invención comprende que el paso de creación de vacío puede hacerse con o sin mantenimiento de presión, dependiendo de las condiciones de depósito. En algunos casos, será necesario utilizar mantenimiento de presión para minimizar el flujo entrante de un acuífero activo durante la creación de vacío y el paso de carga de solvente subsecuente. En otros casos, el depósito puede aislarse lo suficiente y ser lo suficientemente estable para no requerir ningún mantenimiento de presión. Sin embargo la presente invención comprende ambos tipos de creación de vacío, dependiendo de cuál es más adecuado para las condiciones de depósito espec ificas.

El siguiente paso 52 en la presente invención es carga de solvente. Esto involucra continuar introduciendo solvente, como un vapor, en el depósito para elevar cuidadosamente la presión en la formación hasta que está sobre la presión de punto de burbuja del vapor de solvente. Al introducir el solvente como un vapor, la presente invención intenta extender el alcance del solvente en los huecos más lejanos, y entonces al aumentar la presión sobre el punto de burbuja, para llenar todo el volumen de vacío creado en el primer paso con solvente líquido. Es preferible inyectar la mayoría de solvente como un vapor para permitir que el solvente penetre fácilmente los vacíos a través de la zona explotable 24 sin formar líquido u otras barreras para formar penetración de solvente adicional. La presente invención comprende que en las etapas finales de la inyección la presión de inyección sea lo suficientemente alta que la mayoría del solvente está en fase similar a líquido denso. Esto se requiere para proporcionar suficiente volumen de solvente para diluir adecuadamente y consecuentemente movilizar suficiente del aceite varado. Para este paso de sobrecarga, la presión de inyección se tiene que verificar cuidadosamente para evitar el riesgo de una posible pérdida de restricción del depósito con una pérdida de solvente de consecuencia.

Existen varias estrategias para inyección de solvente o carga de acuerdo con la presente invención, dependiendo del depósito. Muy preferiblemente ocurrirá la carga de solvente en una forma que permita que solvente penetre los vacíos creados en el primer paso del procedimiento. En algunos casos esto se realiza mejor por medio de una cavidad vertical existente que accede a una zona de alta permeabilidad de un depósito. También puede ser preferible utilizar empacadores o similares en una cavidad vertical para asegurar que el solvente se está colocando en una zona de vacío apropiada en el depósito. También, si existe una remoción significativa de fluidos de bloqueo de un sumidero por medio de una cavidad horizontal, entonces el solvente también puede inyectarse a través de la cavidad horizontal. Lo que se desea de acuerdo con la presente invención es colocar el solvente, tan cerca como sea posible, a los vacíos creados durante el primer paso de la presente invención, para intentar llenar esos vacíos al mayor grado posible. Exactamente cómo hacer esto variará con la geología y características de depósito específicas que pueden ser a través de una o más cavidades verticales y cavidades horizontales simultáneamente.

El siguiente paso de recuperación de acuerdo con la presente invención es un retraso de tiempo o paso de maduración 54 en donde se proporciona suficiente tiempo para que el solvente se difunda lentamente en el depósito en los poros más pequeños, menos accesibles, para diluir el aceite de contenido y para reducir su viscosidad para que la combinación completamente diluida u homogeneizada sea móvil dentro de la formación. Este procedimiento de homogeneización también es importante para permitir que el aceite se filtre en los poros llenos de solvente, incluso a medida que el solvente penetra en los poros llenos de aceite. Tal homogeneización del solvente en el aceite ayudará de acuerdo con ia presente invención a deteriorar a evitar que el solvente desvíe el aceite durante la fase de producción. En un depósito adecuadamente restringido, el paso de maduración estará caracterizado por una presión de depósito que cae con el tiempo a medida que el solvente relativamente puro se diluye con aceite y se reduce la supresión de vapor. Esta caída en presión de depósito está de acuerdo con la ley de Henry. Las cavidades de solvente puro tenderán a mantener una presión de poro alta, representativa de la presión de vapor del solvente puro. La forma de la curva de caída de presión y una valoración de sí la presión ha alcanzado una asíntota esperada proporciona, de acuerdo con la presente invención, un diagnóstico útil del grado de homogeneidad del solvente dentro del aceite a través del depósito. En particular, una falta de caída de presión de una presión de solvente cargada inicial es indicativa de penetración de solvente deficiente.

La presente invención comprende diferentes tiempos de maduración para diferentes depósitos. Una de las variables es la distancia de difusión, que en algunos casos puede estimarse cuando se conoce la permeabilidad y la heterogeneidad del depósito. La presente invención además comprende ser capaz de predecir una cantidad de tiempo óptima para el paso de maduración basado en la heterogeneidad de depósito y datos físicos sobre el aceite. Por ejemplo, la velocidad de disolución de aceite variará y un aceite ligero con una fracción de vacío inicial alta puede lograr homogeneidad dentro de un tiempo corto, tal como un día, pero un bitumen de alta viscosidad, con una distribución de vacío baja (y solvente) puede requerir un tiempo largo, tal vez incluso décadas.

Ahora se puede entender porque lograr un grado razonable de penetración o absorción uniforme del solvente en aceite se desea de acuerdo con la presente invención. En donde existen dos fluidos en el depósito, uno que tiene una viscosidad significativamente inferior al otro, se producirán preferencialmente especies más móviles. Al lograr un grado de heterogeneidad razonable, se vuelve substancialmente únicamente un fluido presente, principalmente aceite diluido con solvente, que aumenta las posibilidades de que el aceite se movilice completamente lo que puede reducir ampliamente la desviación de solvente y la formación de cono. Cada depósito, de acuerdo con las especificaciones del depósito, probablemente tendrá una recuperación total máxima única, debido a anomalías naturales y similares. Sin embargo, la presente invención comprende permitir que el paso de maduración progrese el máximo grado posible, dadas las condiciones, tal como volumen de vacío, para realizar tanta producción como sea posible del aceite en su lugar de la zona explotable. La presente invención también comprende que aunque la producción puede iniciar de un área de la zona explotable, la difusión de solvente lenta del aceite aún puede estar ocurriendo en otra área, y así que puede no ser necesario, en algunos casos, esperar hasta que se haya maximizado la dilución a través del depósito, para comenzar el paso de recuperación, en casos en donde la producción en una parte no afecta la disolución de solvente en curso en otra parte.

Sin embargo, si se termina el paso de maduración demasiado rápido, entonces se esperaría ver producción de fluido que es la mayoría del solvente que contiene únicamente una porción pequeña de aceite. Este resultado es típico de muchos procedimientos de impulso de depósito de la técnica previa, en donde la baja viscosidad del fluido de impulso (es decir solvente o vapor o agua o gas) desvía la mayoría del aceite objetivo. Consecuentemente, altas concentraciones de solvente hacia el fluido producido puede proporcionar un criterio de diagnóstico útil para valorar si el tiempo de maduración ha sido suficiente, al menos en el área de perforación de producción cercana.

El siguiente paso de la presente invención es un paso de producción 56. Asumiendo, por ejemplo, que se inyectó u n volumen de solvente suficiente para lograr cierta fracción de volumen de solvente en el aceite, entonces, los fluidos de producción se verifican cuidadosamente para determinar si la fracción de solvente excede esta fracción objetivo. Si la fracción de volumen de solvente liquido en la mezcla de solvente/aceite producido es mayor que la esperada, entonces el solvente no ha sido exitoso al diluir todo el aceite varado que debe ser accesible para éste y probablemente está desviando grandes cantidades de aceite. Si la velocidad de producción de solvente líquido es demasiado alta con relación a la velocidad de aceite entonces la velocidad de producción de aceite puede restringirse o el depósito puede cerrarse de nuevo para permitir que el tiempo adicional del paso de maduración 54 proceda hacia la dilución más completa.

Como se observó anteriormente el paso de producción de aceite también producirá conjuntamente solvente diluido en el aceite. De acuerdo con la presente invención este solvente puede reciclarse una buena formación o el solvente puede venderse o enviarse a un proyecto de recuperación subsecuente o incluso ensancharse o quemarse como gas de combustible.

La presión, durante la producción también puede aumentar de acuerdo con la presente invención por reciclado de solvente o inyección de solvente adicional si fue deseable mantener la concentración de solvente en el aceite lo suficientemente alta para reducir la viscosidad de aceite a un valor objetivo particular. Esto ofrece la posibilidad de aumentar el solvente a la relación de aceite con el tiempo que puede ser útil para mantener altas velocidades de producción de aceite sin formación de cono excesiva a medida que el depósito se vacía en el aceite. Sin embargo, la inyección de solvente adicional también aumenta el riesgo de des-asfaltado de solvente y potencial para daño de formación. Puede ser deseable inyectar fluido no solvente tal como metano, nitrógeno, o similares para mantenimiento de presión hacia el fin del paso de producción, cuando el solvente adecuado está en el aceite y bloqueo del solvente a través del área interfacial ya no es un problema.

El paso final en el procedimiento de extracción es el soplado de solvente y recuperación 58. Si existen restricciones de presión tal como un acuífero activo puede ser deseable barrer el solvente utilizando otro gas como metano, dióxido de carbono o nitrógeno.

La Figura 4 muestra una gráfica de viscosidad para un gasoil típico como una función de dilución de solvente y temperatura. Esta gráfica permite la reducción de viscosidad de la aplicación de una cantidad particular del solvente a un gasoil particular para estimarse. La gráfica también muestra que la viscosidad de solvente puro pueda ser 100,000 veces inferior que la del aceite nativo para que el paso de maduración 54 que proporciona al solvente suficiente tiempo para diluir el aceite sea muy importante para evitar el solvente que desvía el aceite. De acuerdo con I a presente invención pueden construirse gráficas similares para otras combinaciones de solvente de aceite. El inicio de las flechas 60 y 62 representa la viscosidad del solvente no calentado puro y el fluido de depósito de gasoil y las cabezas de flecha muestran que la mezcla de solvente de aceite homogénea tendrá una viscosidad justo sobre 100 centipoises. La gráfica muestra un aumento de temperatura pequeño para este ejemplo debido al calor de condensación latente. Sin embargo, está claro en este caso particular que el aumento de temperatura no proporciona una reducción de. viscosidad significativa. La gráfica de la Figura 4 también permite que se valore la viscosidad prevista para la mezcla de sol ente-aceite homogénea en diferentes fracciones de volumen de solvente. Por ejemplo aumentar el volumen de solvente a 20% permitirá que la viscosidad de mezcla caiga por un factor adicional de 10 a un valor de aproximadamente 13 cP.

La Figura 5 muestra una curva 64 de la presión de vapor esperada de un etano de la especie de solvente preferido de una función de la fracción de volumen de etano disuelto en el gasoil. La presión de saturación para etano puro a 24°C es aproximadamente 4100 kPa (absoluto), así que este es el nivel de presión de inyección que es el mínimo requerido para llenar el volumen de vacío con etano equivalente líquido. La presión total será de alguna forma superior dependiendo de la cantidad residual de metano que permanece vacío en al final del primer paso de la creación de vacío. Sin embargo con un 10% de fracción de volumen de etano en el aceite la presión de vapor de etano es únicamente de aproximadamente 1600 kPa (absoluto). Esto significa que si el paso de maduración logra una mezcla homogénea de aceite y solvente, la presión parcial de etano caerá de 4100 kPA (absoluto) a aproximadamente 1600 kPa (absoluto). De esa forma de acuerdo con la presente invención la presión de depósito asíntota en un valor que es de aproximadamente 2500 kPa bajo la presión de inyección. Como se entenderá por aquellos expertos en la técnica, esto asume que el depósito esta restringido y que no hay mantenimiento de presión a través de un acuífero o una capa de gas.

De forma interesante, sí alguien asumió que el solvente penetra profundamente como se muestra en los modelos basados en computadora de Das y Okazawa, podrían interpretar únicamente una caída de presión como una pérdida de solvente a una zona de robo y consecuentemente limitaría la inyección de solvente adicional que comenzaría a recuperar el solvente tan rápido como sea posible. Esta parece ser la enseñanza detrás de la patente 2494391 que utiliza gradientes de presión muy altos para inyectar y remover el solvente de la formación tan rápido como sea posible.

La Figura 6 muestra el tiempo aproximado requerido para el paso de maduración 54 como una función de la distancia que el frente del solvente debe desplazarse en la zona explotable 24 para depósitos objetivo que tienen hidrocarburos in situ que varían de bitumen a aceite convencional, con las gráficas 70 para bitumen, 72 para gasoil y 74 para aceite convencional mostradas. Esta Figura 6 también muestra el beneficio del paso de presión de vacío inicial 50 que aumenta la cantidad de solvente que puede inyectarse de forma segura en el depósito objetivo en el paso 52, para que la distancia que se debe difundir en el aceite se reduzca y también se reduzca la longitud de tiempo requerida para el paso de maduración 54. Uno puede esperar por ejemplo que duplicar la cantidad de solvente de 10% a 20% para dispersar el solvente más efectivamente en la zona de recuperación de aceite objetiva y cortar el tiempo de maduración a la mitad.

El depósito de aceite convencional con la zona explotable 24 se asume contener 10 cP de aceite y tener permeabilidad de 100 milidarcies. Se asume que el depósito de gasoil tiene permeabilidad de 1 Darcy y viscosidad de aceite de 10,000 cP y se asume que el ejemplo de bitumen es de permeabilidad de 5 Darcies y bitumen de 6 millones cP. La duración para el paso de maduración 54 se establece por la velocidad a la que se propagará el frente de impacto de concentración a través del depósito. La velocidad de propagación se deriva de la correlación presentada en la solicitud de patente previa 2591354 del inventor.

La Figura 6 también muestra otra curva 75 etiquetada por difusión contracorriente estancada, que es una segunda forma de estimar la velocidad de difusión de solvente dentro del depósito. La curva 75 asume que la distancia de penetración de solvente y propagación es proporcional a la raíz cuadrada del tiempo de maduración de este modelo de estimado. El modelo contracorriente de alguna forma tiene velocidades de penetración más rápidas a distancias cortas y velocidades de penetración más lentas a distancias m ás largas para un gasoil particular. Aunque la elección particular del modelo de velocidad de penetración de solvente requiere calibración de campo, una conclusión para ambos modelos, es que el tiempo de penetración de solvente puede ser extremadamente largo (años a décadas) para distancias de propagación relativamente cortas. Consecuentemente, los beneficios de la presente invención, al obtener una dispersión extendida del solvente al remover bloqueadores de solvente, y para minimizar la distancia que debe desplazarse el solvente para contactar gasoil varado ahora pueden apreciarse.

La Figura 7 muestra una gráfica 76 de velocidad de producción de aceite de drenaje de gravedad esperado para una cavidad horizontal de 800 m de largo con 10 m de productividad para un gasoil que está a 1000 cP en condiciones de depósito originales. Esta gráfica muestra que para una permeabilidad promedio de 1 Darcy, la velocidad de aceite esperado es únicamente de aproximadamente 10 m3/día. La Figura 7 muestra la importancia de lograr una concentración suficiente de solvente en el aceite; duplicar la concentración de solvente de 10% a 20% por volumen en el aceite aumenta la velocidad de producción de aceite por 15 veces. Además, las fracciones de volumen de solvente bajo 10% parecen ser totalmente inútiles.

La Figura 8 muestra una gráfica 78 de la velocidad de producción de aceite de drenaje por gravedad esperada para la misma cavidad y aceite de la Figura 7 pero que tiene una permeabilidad de depósito promedio de 7 darcies. La Figura 8 muestra que para un 10% de carga de solvente de volumen con permeabilidad de depósito promedio de 7 darcies, la velocidad de recuperación descrita esperada es tan alta como 100 m3/día. Esta figura muestra que las zonas explotables con permeabilidad más alta son altamente preferidas, para la presente invención debido a que reducen la cantidad de solvente requerido para lograr una velocidad de producción dada. Se prefiere que la mayoría del solvente se recupere y recicle, en cuyo caso el costo de solvente puede recuperarse ampliamente.

La Figura 9 ilustra con la gráfica 80 el costo de solvente calculado para el depósito de gasoil de 7 darcies de la Figura 8, asumiendo que el solvente se recupera eventualmente, ya sea de la mezcla de solvente/aceite producida o durante el soplado fina!. La Figura 9 muestra que el costo de solvente por m3 de producción de aceite se reduce a medida que la fracción a volumen de solvente aumenta en el aceite de solvente/mezcla producido. Este es un resultado sorprendente y muestra que el costo de inventario de solvente mayor está más desviado por el tiempo de recuperación reducido (más rápido) (basado en el valor de tiempo de dinero) para producir el aceite varado. Consecuentemente, muestra que un procedimiento que apunta para ser frugal con la cantidad de solvente utilizado, muy similar a la técnica previa, no es de costo efectivo para maximizar valor. La Figura 9 además refuerza el beneficio del paso de creación de vacío inicial de acuerdo con la presente invención, que permite que el volumen de solvente se entregue en proximidad cercana al aceite varado para maximizarse.

La Figura 10 muestra una línea de gráfico 82 de la presión de depósito contra tiempo en caso en donde el solvente que se produce conjuntamente con el aceite no se vuelve a inyectar subsecuentemente a la formación de depósito. Como se muestra por la inclinación de la gráfica la presión de depósito cae ligeramente con el tiempo durante la fase de producción. Se entenderá que esta caída no se atribuye a dilución adicional del solvente del aceite, sino más bien por razón de la remoción del volumen de fluido producido de la zona explotable en un depósito confinado como se enseñó por esta invención.

La Figura 11 muestra con la gráfica 84 la inyección de solvente acumulativo y volúmenes de producción como una función de tiempo para la presente invención cuando se aplica un depósito que tiene un acuífero activo u otro tipo de soporte de presión. Este tipo de depósito es menos deseable ya que la calidad de la dilución de solvente en al aceite y el tiempo de maduración apropiado no pueden valorarse por medio de detectar remotamente la presión de depósito debido a que la presión de depósito está efectivamente restringida en un valor constante. Se entenderá que el procedimiento de extracción de la presente invención aún puede aplicarse útilmente a este tipo de depósito pero la valoración del tiempo de maduración apropiado sea más incierta, puede confiar más en la evaluación de la relación de solvente a aceite de los fluidos producidos y se beneficiará de una valoración detallada de heterogeneidad de depósito.

Las ventajas de la presente invención ahora pueden entenderse más claramente. Aunque el volumen de solvente introducido en el depósito se maximiza por el paso de pre-acondicionamiento de la presente invención, la concentración de solvente en el fluido producido es muy pequeña, ya que la recuperación primaria y secundaria está frecuentemente en el rango de 10% a 20% del aceite original en su lugar. Consecuentemente, la cantidad y valor del solvente que se produce conjuntamente con el aceite se reduce ampliamente en los otros procedimientos de la técnica previa tal como 2,299,790. La presente invención comprende que puede ser de costo efectivo ignorar completamente la recuperación de solvente en algunos casos para minimizar el costo capital de planta de campo. Otra ventaja de la presente invención es muy poca o nada de deposición de asfalteno que se espera debido a la relación de solvente a aceite relativamente baja. Por otro lado, se espera poca o ninguna mejora del aceite crudo. También, la presente invención no es un procedimiento continuo, ya que se requiere la carga de solvente completa casi desde el inicio, durante el paso de maduración no se están incurriendo a gastos operativos de plantas significativos.

Además, es posible utilizar una variedad de solventes. La Figura 6 muestra que un tiempo de maduración de un mes puede permitir que un solvente preferido se propague 5 metros en un depósito de aceite convencional. Sin embargo, se espera que se requieran 6 ó más años para que el solvente no calentado se difunda 5 metros en bitumen muy viscoso en las arenas bituminosas. Las ventajas comerciales adicionales incluyen el potencial de adquirir tierra con cavidades e instalaciones de producción para un costo bajo si se percibe un depósito de gasoil vaciado particular para volverse costosos de operar.

Numerosos aspectos adicionales incluyen, entre otras cosas, los siguientes: El paso de limpieza/descontaminación para crear volumen de vacío y liberarse de contaminación indeseable tal como agua y metano; Uso de detectaros de solvente para verificar ruptura de solvente en el paso de descontaminación; Un paso de presurización para lograr condición de punto de burbuja, para que los vacíos puedan cargarse con la carga de solvente más alta posible; Un paso de maduración con el rastreo de caída de presión de depósito para verificar el progreso de la mezcla; y Verificar relación de solvente/aceite para detectar y mitigar formación de cono y desviación de solvente.

El beneficio de la presente invención es utilizar drenaje de gravedad ya que puede permitir 60% ó recuperación más alta de aceite inicial en su lugar. Si el primario únicamente recupera 10% del aceite original en su lugar entonces el drenaje de gravedad asistido por solvente subsecuente puede permitir cinco o más veces la producción de aceite acumulativa de la que se logró en los ciclos de producción primarios y secundarios.

Ejemplo: considerar un gasoil Lioydminster con una viscosidad de depósito nativa de 10,000 cP y una permeabilidad de depósito de 7 darcies y un grosor de productividad de 10 m. La recuperación después de CHOPS primaria e inundación de agua subsecuente es de 270kbbls que es 15% del aceite inicial en su lugar. En el primer paso de la presente invención la presión de depósito cae a 500 kPAa a medida que se remueven bloqueadores de solvente que consisten de salmuera de agua y metano. Entonces se inyecta vapor de solvente para ayudar a desplazar agua móvil y metano desde el depósito y para permitir que el vapor de solvente se disperse a través de los vacíos de depósito accesibles.

Este paso de drenaje crea un volumen de vacío de 15% del espacio de poro, que puede llenarse subsecuentemente con solvente. Se inyecta solvente de etano suficiente para llenar este 15% del volumen de vacío con solvente equivalente líquido (es decir 270kbbl de barriles equivalentes líquidos de etano). Al asumir que el vacio que se creó durante la extracción primaria se creó principalmente al fondo de la zona explotable, entonces el solvente debe difundirse aproximadamente 10 metros para homogenizar a través de la altura completa del depósito. El tipo de maduración requerido se estima para ser aproximadamente de un año. Después de la inyección de solvente, se mide la presión de depósito hasta que se detecta una caída de 4600 kPa a 3000 kPa.

El depósito entonces se coloca en producción a través de la cavidad horizontal y la velocidad de aceite inicial se calcula para ser 250 m3/día (1500bopd) o más. Los fluidos de producción se verifican cuidadosamente para asegurarse que el solvente no está haciendo cortocircuito. Al asumir la dilución de solvente uniforme del gasoil varado, se calculan aproximadamente 820,000 barriles adicionales de gasoil para estar disponibles para producirse en los siguientes 3 años. Hacia el fin del ciclo de producción la velocidad de producción de aceite caerá y se comenzará el ciclo de soplado para recuperar tanto solvente restante como se pueda. Al final del ciclo de producción, se calcula para cada barril del solvente inyectado que permitió la recuperación de tres barriles adicionales de aceite. A precios actuales, el costo de solvente de etano es de $ 13/ba rri I y el aceite puede venderse a $600 por barril. De esa forma, el costo de solvente, sin recuperación de solvente del todo, es de aproximadamente $4 por barril de aceite o -6% del valor de aceite.

Se apreciará por aquellos expertos en la técnica que aunque se ha descrito la invención anteriormente con respecto a ciertas modalidades preferidas, se comprenden varias alteraciones y variaciones dentro del alcance amplio de las reivindicaciones anexas. Algunas de éstas se han discutido anteriormente, mientras otras serán evidentes para aquellos expertos en la técnica. Por ejemplo, aunque el solvente pueda inyectarse ¡nicialmente a través de una cavidad vertical, también se puede inyectar a través de una cavidad horizontal o incluso al mismo tiempo durante el paso de carga de solvente. La presente invención está hecha para estar únicamente limitada por el alcance de las reivindicaciones como se anexan .

Claims (19)

REIVINDICACIONES

1.- Un procedimiento de extracción in situ de pasos múltiples para depósitos de gasoil, dicho procedimiento utiliza un solvente y que comprende los pasos de: a. remover líquidos y gases de áreas en contacto con dichos gasoiles para aumentar un área interfacial de gasoil no extraído que se puede contactar por dicho solvente; b. inyectar dicho solvente en forma de vapor en dichas áreas para elevar la presión de depósito hasta que el solvente suficiente esté presente en una forma líquida para contactar dicha área interfacial aumentada de dicho gasoil; c. cerrar dicho depósito durante un periodo de tiempo suficiente para permitir que dicho solvente se difunda en dicho aceite no extraído a través de dicha área interfacial en un paso de maduración para crear una mezcla de viscosidad reducida de solvente y aceite; di. medir una o más características de depósito para confirmar la extensión de dilución de solvente que ha ocurrido del aceite no extraído en el depósito, y e. comenzar drenaje de gravedad basado en producción desde dicho depósito después de que dicha mezcla tenga una viscosidad suficientemente baja para permitir que dicha mezcla se drene a través de dicho depósito a una cavidad de producción.

2.- Un procedimiento de extracción in situ basado en solvente de acuerdo con la reivindicación 1, en donde dicho paso de inyección de solvente desplaza líquidos y gases que bloquean el solvente desde dicha zona extraída de aceite.

3. - Un procedimiento de extracción in situ basado en solvente de acuerdo con la reivindicación 1, en donde dicho paso de cierre incluye un paso de verificación de presión para verificar el grado de disolución de dicho solvente en dicho aceite.

4. - Un procedimiento de extracción in situ basado en solvente de acuerdo con la reivindicación 1, en donde dicho paso de inicia producción basada en gravedad incluye producir la mezcla de solvente/aceite de una cavidad de producción horizontal.

5. - Un procedimiento de extracción in situ basado en solvente de acuerdo con la reivindicación 1, en donde dicho solvente es propano o etano.

6.- Un procedimiento de extracción in situ basado en solvente de acuerdo con la reivindicación 1, en dicho solvente es substancialmente puro para evitar que los bloqueadores de solvente desaceleren la disolución del solvente en el aceite.

7. - Un procedimiento de extracción in situ basado en solvente de acuerdo con la reivindicación 1, que además incluye el paso de recuperar dichos solvente de dicha mezcla producida.

8. - Un procedimiento de extracción in situ basado en solvente de acuerdo con la reivindicación 1, en donde dicho mantenimiento de presión se realiza en el depósito durante el procedimiento de extracción.

9.- Un procedimiento de extracción in situ basado en solvente de acuerdo con la reivindicación 1, en donde no existe mantenimiento de presión del depósito durante el procedimiento de extracción.

10.- Un procedimiento de extracción in situ basado en solvente de acuerdo con la reivindicación 1, que además incluye un paso de medir el contenido de solvente de una mezcla producida y controlar a una velocidad de producción basada en dicho contenido de solvente medido.

11.- Un procedimiento de extracción in situ basado en solvente de acuerdo con la reivindicación 1, que además incluye un paso de inyectar un gas de mantenimiento de presión en el depósito después de un grado suficiente de dilución de solvente después que ha ocurrido un grado suficiente de dilución de solvente en el gasoil in situ.

12.- Un procedimiento de extracción in situ basado en solvente de acuerdo con la reivindicación 1, en donde dicho paso de remover fluidos móviles comprende remover fluidos y gases que ya están presentes en el depósito.

13.- Un procedimiento de extracción in situ basado en solvente de acuerdo con la reivindicación 12, en donde los fluidos móviles se remueven a través de cavidades existentes localizadas en el depósito.

14.- Un procedimiento de extracción in situ basado en solvente de acuerdo con la reivindicación 12, en donde dichos fluidos móviles se remueven mediante bombeo.

15. - Un procedimiento de extracción in situ basado en solvente de acuerdo con la reivindicación 1, en donde dicho procedimiento de extracción incluye un paso de acabado para soplar el depósito para recapturar cualquier solvente restante.

16. - Un procedimiento de extracción in situ basado en solvente de acuerdo con la reivindicación 1, en donde dicho paso de inyectar solvente como un vapor presuriza gradualmente dicho depósito con solvente para obtener una alta carga de solvente líquido de dicho depósito.

17. - Un procedimiento de extracción in situ basado en solvente de acuerdo con la reivindicación 1, en donde dicho ciclo se repite para extraer aceite adicional de dicho depósito.

18. - Un procedimiento de extracción in situ basado en solvente de acuerdo con la reivindicación 1, que además incluye un paso de calcular una velocidad de penetración de solvente esperada, comparar la velocidad de penetración de solvente con una caída de presión medida y comenzar la producción cuando se ha calculado que el solvente ha progresado por una cantidad predeterminada dentro del depósito.

19. - Un procedimiento de extracción in situ de pasos múltiples para depósitos de gasoil, dicho procedimiento utiliza un solvente y que comprende los pasos de: a. descontaminar el depósito al remover los bloqueadores de solvente del depósito para crear vacíos; b. inyectar dichos solventes en forma de vapor en dichos vacíos para elevar la presión de depósito hasta que está presente suficiente solvente en una forma líquida para llenar dichos vacíos; c. cerrar dicho depósito durante un período de tiempo para permitir que dicho solvente se difunda en aceite no extraído adyacente a dichos vacíos en un paso de maduración para crear una mezcla de viscosidad reducida de solvente y aceite; d. medir una o más características de depósito durante dicho paso de maduración para estimar el grado de dilución de solvente que ha ocurrido del aceite no extraído en el depósito, y e. comenzar producción basada en drenaje de gravedad desde dicho depósito después de que dicha mezcla tiene una viscosidad suficientemente baja para permitir que dicha mezcla se drene a través de dicho depósito a una cavidad de producción.