MX2012009325A - Mejoras para la recuperacion de hidrocarburos. - Google Patents

Abstract

Un aparato de recuperación térmica de hidrocarburos que comprende: una pluralidad de tubos inyectores de vapor cada uno provisto con una pluralidad de dispositivos autónomos de control del flujo de entrada al inyector, AICD, espaciados entre sí a lo largo de la longitud de cada tubo inyector de vapor; una pluralidad de tubos de producción cada uno provisto de una pluralidad de dispositivos autónomos de control del flujo de entrada al productor, AICD, espaciados entre sí a lo largo de la longitud de cada tubo de producción; en donde los AICD del inyector están dispuestos para inyectar vapor en una formación geológica a fin de reducir la viscosidad de los hidrocarburos en la formación; y en donde los AICD de producción están dispuestos para permitir el flujo de hidrocarburos calientes en dichos tubos de producción para que se muevan a la superficie.

Description

MEJORAS PARA LA RECUPERACIÓN DE HIDROCARBUROS Campo de la Invención La presente invención se refiere a un aparato de recuperación térmica de hidrocarburos y un método asociado. En particular, aunque no exclusivamente, la invención se refiere a la recuperación térmica de hidrocarburos por inyección de vapor.

Antecedentes de la Invención En varios lugares alrededor del mundo, se conocen importantes reservas de hidrocarburos por estar presentes en el subsuelo de la Tierra en las arenas bituminosas o bitumen. Los hidrocarburos que se encuentran en estas configuraciones toman la forma de bitumen o petróleo crudo pesado que es particularmente denso y viscoso y no fluye de forma natural. En los entornos geológicos donde los hidrocarburos más ligeros están presentes, un pozo puede ser perforado en una formación portadora de hidrocarburos y los hidrocarburos como el petróleo y el gas rápidamente fluirán de la formación geológica portadora de hidrocarburos a través del pozo a la superficie de la Tierra debido a las mayores presiones de la formación en comparación con la superficie terrestre.

El bitumen viscoso y el petróleo crudo pesado son más difíciles de extraer, a pesar de que es posible hacer esto utilizando técnicas térmicas de recuperación de hidrocarburos. El principio fundamental de la recuperación térmica es el calentamiento de las arenas bituminosas de modo que el bitumen o el petróleo pesado se vuelvan suficientemente viscosos de tal forma que fluirán, permitiendo entonces ser extraídos de la formación en su condición calentada y capaz de fluir.

Una técnica para hacer esto consiste en perforar un pozo y luego inyectar vapor a través del pozo en la formación para calentar la formación y el petróleo pesado. Posteriormente, el petróleo se extrae a través del pozo a la superficie. Normalmente se llevan a cabo varios ciclos de calentamiento y extracción. El método utiliza típicamente un solo pozo, tanto para la inyección del vapor como para extraer y mover el petróleo a la superficie, y se conoce como un sistema de "resoplado" Otra técnica conocida de recuperación térmica es el drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD). Esta técnica también funciona sobre la base de inyección de vapor en la formación, aunque hace uso de pozos separados; uno designado "pozo inyector de vapor" para inyectar el vapor y el otro "pozo productor" para extraer o producir el petróleo a la superficie. Típicamente, las secciones horizontales del pozo inyector de vapor y el pozo de producción se extiende uno junto al otro en pares con el pozo inyector de vapor situado por encima del pozo productor.

A medida que se inyecta vapor en la formación a través del pozo de inyección, se forma una región calentada con vapor de la formación por encima y alrededor del pozo inyector, que se conoce como "cámara" de vapor. Esto hace que el petróleo pesado se caliente y drene hacia abajo por gravedad hacia el pozo productor que ha sido calentado durante la circulación inicial. El drenaje de petróleo permite que el vapor se eleve aún más a través de la cámara de vapor hacia su periferia permitiendo el crecimiento continuo de la cámara de vapor. Después de liberar su energía térmica el vapor se condensa y fluye hacia abajo junto con el petróleo en movimiento bajo la influencia de la gravedad al pozo productor debajo.

Típicamente, el pozo inyector y el pozo productor comprenden secciones horizontales que se extienden aproximadamente paralelas y horizontalmente en la formación geológica y están espaciados unos pocos metros entre sí con el pozo inyector situado por encima del pozo productor, por ejemplo a una distancia de aproximadamente 5 m.

Aunque la técnica SAGD presente tiene ventajas en términos de eficiencia y las tasas de recuperación de petróleo, hay una serie de problemas asociados con la técnica SAGD tal como se utiliza en la actualidad. Por ejemplo, puede ser difícil de controlar el avance de vapor en el pozo productor y lograr la "distribución" precisa del vapor a lo largo del inyector horizontal de modo que puede ser formada una cámara de vapor óptima.

Con el fin de extraer el petróleo constantemente a través del pozo productor, se asegura que una capa, trampa o sumidero de agua condensada y los hidrocarburos que se pretende extraer se mantenga alrededor del pozo productor de tal manera que el vapor del pozo inyector no puede producir un "cortocircuito" y pasar directamente a la sección del pozo productor. Sin embargo, la saturación de vapor puede ocurrir si las condiciones de calentamiento y la cámara de vapor no están correctamente establecidas. Por ejemplo, la temperatura en la formación geológica alrededor del pozo productor debe ser menor que la de la cámara de vapor (sub-enfriamiento) para que el petróleo drene hacia abajo en el pozo productor. Si no, el vapor puede sustituir el petróleo y el agua condensada en el pozo productor, lo cual es indeseable ya que retrasa la producción de hidrocarburos y causa daños a las bombas elevadoras situadas en el pozo productor para bombear el petróleo a la superficie. A continuación varios pasos deben tomarse para rectificar la situación.

Con el fin de evitar que se produzca el avance de vapor, puede necesitarse tomar diversas medidas. En particular, puede ser necesario limitar la tasa de producción para mantener la capa de hidrocarburo móvil en la técnica SAGD presente. Esto se puede hacer por ejemplo mediante el control de la bomba de elevación que opera dentro de la tubería de producción para controlar la caída de presión en la tubería o mediante la reducción de la inyección de vapor del pozo inyector. La temperatura también tiene que ser controlada para mantener una trampa de fluido alrededor de la tubería productor. Específicamente, la temperatura en la región alrededor del pozo productor tiene que ser mantenida más fría que la temperatura de la cámara de vapor, es decir, "sub-enfriamiento", a fin de que se acumule y mantenga una trampa fluido adecuada.

Aunque es todavía suficientemente viscoso para fluir, el fluido que se extrae alrededor del pozo productor es relativamente viscoso lo que limita la eficiencia de extracción. Por tanto, es generalmente deseable que la cámara de vapor se extienda tan cerca como sea posible al pozo productor para mantener el fluido tan móvil como sea posible sin provocar el avance el vapor. Un equilibrio debe mantenerse y con esto en mente, los métodos actuales se basan en una distancia entre la inyección de vapor del pozo de producción de entre 4 y 6 m con el fin de ayudar a mantener las condiciones de temperatura y la "cámara de vapor" estable y relativamente predecible cerca del pozo productor. De nuevo, el ajuste de las tasas de producción o de inyección puede ser necesario para mantener las condiciones de temperatura. Por lo tanto utilizando los métodos actuales, puede ser difícil conseguir consistentemente tasas de producción comerciales de petróleo pesado ya que el pozo entero tiene que ser ahogado incluso con avance de vapor localizado.

Las técnicas existentes se han centrado en abordar los problemas antes descritos de avance de vapor que utilizan dispositivos de control de afluencia ICD con una construcción de recorrido de flujo fijo. Conocido generalmente como ICD de tipo canal o boquilla, éstos están dispuestos en la tubería de producción o revestimiento para proporcionar una conexión de fluido entre los tubos interiores y la formación geológica en lugares específicos a lo largo de las secciones de tubería. Tales ICD en el tubo productor imponen una caída de presión adicional entre la formación y la tubería para impedir el avance de vapor y mantener la trampa de líquido alrededor de la tubería. Sin embargo, para evitar el avance del vapor y la formación de una trampa adecuada alrededor de la tubería de producción son retos significativos asociados con las actuales técnicas de recuperación térmica.

También hay consideraciones en relación a cómo opera el pozo inyector. Como se mencionó anteriormente, es deseable que sea capaz de crear una cámara de vapor adecuada y distribuir el vapor de una manera controlada. Sin embargo, también es importante ser capaz de hacerlo a lo largo de toda la longitud de los pozos. De nuevo, esto ayuda a reducir el riesgo de avance de vapor para la producción del pozo y más crucial para evitar el desarrollo de cámaras de vapor localizadas y desequilibradas.

Para pozos inyectores, se produce un efecto hidráulico del pozo, lo que limita la longitud de la tubería utilizable horizontal en el SAGD. A su vez, esto significa que numerosos pozos generalmente tienen que ser perforados para proporcionar la cobertura necesaria para recuperar térmicamente el crudo pesado proveniente de una región determinada. Típicamente, la longitud máxima de una sección horizontal para SAGD es de alrededor de 500-1000 m. Esto es porque la cantidad de vapor que entra en la formación geológica (que sale del pozo) y la cantidad que continua hacia adelante en el interior del pozo es significativamente dependiente del equilibrio de presión localizada, como se muestra en la figura 2. En las posiciones anteriores a lo largo de la tubería, en general no se presentarán mayores tasas de flujo en la sección de "talón" (hacia el extremo de la boca del pozo de la sección pozo horizontal) mientras que la presión diferencial y el caudal en lugares sucesivamente más lejos de la fuente de presión gradualmente disminuyen (debido a un volumen de líquido reducido en la tubería). La práctica común para hacer frente a estos temas de la hidráulica del pozo es la instalación de dos tramos horizontales de tubería de inyección de diferente longitud, uno encima del otro (construcción de tubería doble). Típicamente, las dos secciones de tubería de inyección se extienden en el mismo pozo de inyección, como se muestra en la figura 2. Las secciones de tubería de inyección se colocan en una configuración solapada entre sí a fin de reducir la variabilidad de la presión total a lo largo del pozo como se ve comparando las figuras 2a y 2b. Se puede observar que puede lograrse una distribución moderadamente uniforme de presión/caudal de la tasa a lo largo de la longitud de la tubería, sino que también puede verse que la eficacia de esta técnica requiere una cierta proximidad entre el extremo superior del inyector (en el "talón" del pozo y comúnmente conocido como la cadena corta) y el extremo inferior del tubo productor (en el "dedo" del pozo y comúnmente conocido como la cadena larga). Esto significa que las condiciones requeridas de vapor de la cámara todavía sólo pueden ser proporcionadas para una longitud relativamente limitada de tubería, tal como la definida entre los dos extremos del tubo productor.

Se han hecho intentos para abordar los problemas de la hidráulica del pozo y el crecimiento desigual de la cámara de vapor mediante el uso de dispositivos de control la trayectoria del flujo de afluencia fijos ICD. Estos están equipados en el pozo inyector y están dispuestos en la tubería o el revestimiento para proporcionar conexión de fluido entre los interiores de tubos respectivos y la formación geológica en lugares específicos a lo largo de las secciones de tubería. En el tubo productor, los ICD proporcionan una salida para el vapor en la formación. Con el fin de inyectar vapor en la formación, el tubo productor se presuriza a una presión por encima de la presión de la formación, y por lo tanto el vapor puede ser forzado a través de los ICD. Varios ICD se proporcionan a lo largo de la longitud de la tubería de vapor permitiendo que se inyecte en lugares específicos a lo largo de la tubería proporcionando una alta capacidad de inyección de vapor en esos lugares. Usando ICD en el tubo productor impone una caída de presión adicional entre la tubería y la formación. Esto permite que más vapor, que de otro modo se "fugaría" en una formación receptiva, que se canaliza a lo largo del pozo de inyección a través de una sección horizontal del pozo. Sin embargo, un problema asociado con el uso de estos ICD en el tubo productor es que el caudal de vapor es conducida por el diferencial de presión, como se ve en la figura 1. Puesto que la presión de formación varía un poco a lo largo de la longitud de la tubería y el paso del tiempo, puede ser causado un cambio en el diferencial de presión y, a continuación, debido a la sensibilidad del caudal a un cambio en el diferencial de presión, puede ser difícil de controlar las tasas deseadas de vapor a fin de formar una cámara de vapor adecuada.

Por lo tanto en una modalidad, la técnica ha sido adaptada para hacer uso del caudal crítico para ICD de orificio/canal y la boquilla con trayectoria de flujo fija, lo cual es una tasa de flujo predecible y constante que se sabe se presenta a la velocidad del sonido. En estos dispositivos, la velocidad de inyección de vapor es de hasta un punto dependiendo del diferencial de presión, pero a esta tasa de flujo crítica, el caudal de inyección de vapor no puede aumentarse más, incluso si el diferencial de presión se hace más grande. Un inconveniente es que esto requiere un diferencial de presión que se genera en la tubería de aproximadamente el doble de la presión de formación con el fin de crear este efecto usando tuberías convencionales y arreglos CIE. Puesto que la necesidad de doblar el diferencial de presión se aplica también a la sección de punta, que está más alejada, se requerirá una presión de vapor significativamente más alta en general en la entrada del pozo. La inyección en la formación en este modo de flujo crítico requiere por tanto una cantidad indeseablemente grande de energía, y la alta velocidad del fluido puede producir una erosión significativa y daños al equipo. Además, el vapor que sale de los ICD es típicamente turbulento y puede requerir difusores adicionales con el fin de aprovechar y dirigir el flujo de vapor en la formación según sea necesario. El uso de difusores también provoca la disipación de la energía del flujo. Estos son efectos indeseables, aunque tales dispositivos pueden producir un caudal predecible.

En consecuencia, hay una serie de dificultades asociadas con las técnicas existentes de recuperación térmica, incluyendo por ejemplo la forma de distribuir uniformemente el vapor, la forma de orientar de distribución de vapor para mitigar el impacto de la heterogeneidad geológica, y/o la forma de orientar la distribución de vapor para el crecimiento óptimo de la cámara de vapor. Un reto adicional es evitar la inyección de vapor excesiva.

Breve Descripción de la Invención En una primera forma amplia, la invención puede ser definida por los siguientes párrafos.

La invención puede proporcionar un aparato térmico de recuperación de hidrocarburos que comprende al menos un dispositivo de control de flujo para ajustar de forma autónoma un flujo de fluido a través del dispositivo de control de flujo, el al menos un dispositivo de control de flujo se provee a una tubería para su ubicación en un pozo, el dispositivo de control de flujo está dispuesto para conectar por fluido una formación geológica con un interior de la tubería, y en donde la tubería está dispuesta además para por lo menos uno de: inyectar vapor en la formación geológica para calentar los hidrocarburos, y mover los hidrocarburos calentados por vapor de la formación geológica a la superficie.

El aparato puede comprender una primera tubería de inyección para inyectar vapor en la formación geológica para calentar los hidrocarburos, y un segundo tubo, productor para mover hidrocarburos calentados por vapor de la formación geológica a la superficie, en donde el al menos dispositivo de control de flujo puede proveerse a al menos uno de los tubos de inyección y el tubo productor. Por lo menos un dispositivo de control de flujo puede ser proporcionado a cada uno de los tubos de inyección y el tubo productor.

El tubo productor puede estar provisto de al menos un dispositivo de control de flujo configurado para permitir autónomamente el flujo de petróleo y agua calientes, pero restringir el flujo de vapor a través del dispositivo de control de flujo de la formación. El tubo productor puede estar provisto de una pluralidad de dichos dispositivos de control de flujo separados el entre sí a lo largo de una longitud de la tubería.

El tubo inyector puede estar provisto de una pluralidad de dichos dispositivos de control de flujo separados el entre sí a lo largo de una longitud del tubo productor, en donde cada dispositivo de control de flujo puede ser configurado para permitir el flujo de vapor a través del dispositivo de control a un caudal predeterminado. Los dispositivos de control de flujo pueden estar dispuestos para producir un perfil predeterminado de capacidad de inyección de vapor a lo largo de una longitud del tubo productor.

Diferentes dispositivos de control de flujo pueden ser configurados para producir sustancialmente la misma caudal de vapor. Los dispositivos de control de flujo pueden estar configurados para permitir el flujo de vapor a su través a un caudal sustancialmente constante, donde el vapor en el tubo productor se presuriza suficientemente.

El tubo inyector puede comprender una sección de tubo inyector dispuesto para extenderse sustancialmente horizontal y en relación espaciada paralela con una sección del tubo productor. El tubo inyector y el tubo productor pueden estar separados entre sí por una distancia de menos de 5 m, menos de 4 m, menos de 3 m, a menos de 2 m, y/o menos de 1 m. Por ejemplo, pueden estar separados por una distancia de entre alrededor de 1 y 2 m.

El tubo inyector puede comprender una pluralidad de secciones de tubos inyectores de vapor dispuestos para ser situados dentro de las secciones respectivas del pozo sustancialmente horizontales, y una sección de conexión del tubo inyector que está dispuesta para extenderse entre una entrada superficial del pozo y una ubicación del subsuelo para conectar fluidamente cada una de la pluralidad de las secciones de tubería de vapor del inyector con la entrada superficial del pozo.

El tubo productor puede comprender una pluralidad de secciones de tubos inyectores productores dispuestos para ser situados dentro de las secciones respectivas del pozo sustancialmente horizontales, y una sección de tubo productor de conexión que está dispuesta para extenderse entre una entrada superficial del pozo y una ubicación en el subsuelo para conectar fluidamente cada una de la pluralidad de las secciones productoras del tubo de inyección con la entrada superficial del pozo.

La formación geológica puede ser una arena bituminosa y los hidrocarburos a ser recuperados pueden ser hidrocarburos viscosos.

El aparato puede tomar la forma de un sistema de drenaje por gravedad asistido con vapor.

La invención también puede proporcionar el uso de un dispositivo de control de flujo ajustable de forma autónoma en un sistema térmico de recuperación de petróleo en la que se inyecta vapor en una formación geológica a los hidrocarburos de calor y los hidrocarburos calentados con vapor se mueven desde la formación geológica a la superficie.

El uso puede proporcionar el efecto de discriminar contra el flujo de vapor que entra en un tubo del sistema de recuperación tubería que puede estar dispuesta para mover hidrocarburos de la formación de hidrocarburos a la superficie. El uso puede proporcionar el efecto de controlar la formación de una cámara de vapor para proteger contra el avance de vapor y/o proporcionar el efecto de recuperación asegurada de petróleo bajo condiciones de avance de vapor.

El uso puede incluir cualquiera de las funciones del aparato definido anteriormente, en su caso.

La invención también puede proporcionar un método de recuperación térmica de hidrocarburos de una formación geológica, comprendiendo el método las etapas de: a. proporcionar al menos un dispositivo de control de flujo para un tubo, el dispositivo de control de flujo está dispuesto para ajusfar de forma autónoma un flujo de fluido a través del dispositivo de control de flujo; b. localizar la tubería en un pozo, por el cual el dispositivo de flujo al menos un control está dispuesto para conectar fluidamente la formación geológica y un interior de la tubería, y c. inyectar vapor en la formación geológica para calentar los hidrocarburos; d. mover los hidrocarburos calentados por vapor de la formación geológica a la superficie, y e. utilizar la tubería para llevar a cabo al menos uno de los pasos c y d.

El método puede ser un método de recuperación segura, o la producción de petróleo en condiciones de avance del vapor. Así, puede salvaguardar la producción y evitar daños al equipo incluso si el vapor está presente contra la superficie exterior de un tubo productor. También puede ser un método de controlar la formación de la cámara de vapor.

El método puede utilizar las funciones de los aparatos definidos anteriormente, en su caso.

En una segunda forma de la invención pueden ser definidos por los siguientes párrafos numerados: 1. Un aparato de recuperación térmica de hidrocarburos que comprende: una pluralidad de tubos inyectores de vapor cada uno provisto con una pluralidad de dispositivos autónomos de control del flujo de entrada al inyector, AlCD, espaciados entre sí a lo largo de la longitud de cada tubo inyector de vapor; una pluralidad de tubos de producción cada uno provisto de una pluralidad de dispositivos autónomos de control del flujo de entrada al productor, AlCD, espaciados entre sí a lo largo de la longitud de cada tubo de producción; en donde los AlCD del inyector están dispuestos para inyectar vapor en una formación geológica a fin de reducir la viscosidad de los hidrocarburos en la formación; y en donde los AlCD de producción están dispuestos para permitir el flujo de hidrocarburos calientes en dichos tubos de producción para que se muevan a la superficie. 2. Aparato como se define en el párrafo 1, en donde al menos un AlCD de inyector está configurado para permitir el flujo de vapor a través del AlCD del inyector a un caudal sustancialmente constante, una vez que un diferencial de presión a través del AlCD del inyector excede un valor umbral. 3. Aparato como se define en el párrafo 2, en donde dicho caudal sustancialmente constante varía con el tiempo por menos 10% de un valor medio. 4. Aparatos como se define en el párrafo 2 o 3, en el que para el vapor en el intervalo de temperaturas entre 150 y 160 grados centígrados, dicha tasa de flujo sustancialmente constante tiene un valor promedio de entre 0.3 y 10 m3/h. 5. Aparatos como se define en el párrafo 2, 3 o 4, en donde para el vapor en el intervalo de temperaturas entre 150 y 160 grados centígrados, dicho valor umbral es un valor ehtre 8 kPa y 12 kPa. 6. Aparatos como se define en cualquier párrafo anterior, en donde al menos un AlCD producción está configurado para permitir el flujo de hidrocarburos calientes y agua condensada en un tubo de producción, pero para restringir el flujo de vapor en la tubería de producción. 7. Aparato como se define en el párrafo 6, en el que dicho al menos un AlCD de producción está configurado de manera que en el caso de que el vapor de los tubos inyectores de vapor que llegan al AlCD de producción, el AlCD de producción autónomamente se cierra de modo que cualquier vapor que entra en la tubería de producción a través del AlCD de producción es inferior al 5% en peso del total de fluido en la tubería de producción a través del AlCD de producción. 8. Un aparato como se define en cualquier párrafo anterior, en donde al menos algunos de dichos AlCD de inyector comprenden un cuerpo que define una trayectoria de flujo a través del AlCD y definiendo un receso que contiene un cuerpo de válvula móvil, dispuesto de modo que el movimiento del líquido a lo largo de dicha trayectoria de flujo hace que el cuerpo de la válvula se mueva explotando el efecto Bernoulli controlando así el flujo de fluido a lo largo de dicha trayectoria de flujo. 9. Un aparato como se define en cualquier párrafo anterior, en donde al menos algunos de dichos AlCD de producción comprenden un cuerpo que define una trayectoria de flujo a través del AlCD y definiendo un receso que contiene un cuerpo de válvula móvil, dispuestos de modo que el movimiento del líquido a lo largo de dicha trayectoria de flujo hace que la válvula cuerpo se mueva explotando el efecto Bernoulli controlando así el flujo de fluido a lo largo de dicha trayectoria de flujo. 10. Un aparato como se define en el párrafo 8 o 9, en el que dicho cuerpo de válvula es un cuerpo de válvula que se puede mover libremente. 11. Un aparato como se define en cualquier párrafo anterior, en el que el AlCD de inyector de al menos uno de los tubos de inyector de vapor está configurado para inyectar vapor en la formación sustancialmente a la misma caudal de vapor. 12. Un aparato como se define en cualquier párrafo anterior, en el que el AlCD del inyector de al menos uno de los tubos inyectores de vapor está configurado para inyectar vapor en la formación a diferentes caudales de vapor para que los caudales apropiados puede utilizarse para diferentes partes de dicha formación. 13. Un aparato como se define en cualquier párrafo anterior, en el que dichos tubos inyectores de vapor están dispuestos para extenderse sustancialmente horizontales. 14. Un aparato como se define en cualquier párrafo anterior, en el que dichos tubos de producción están dispuestos para extenderse sustancialmente horizontales. 15. Un aparato como se define en cualquier párrafo anterior, en donde dicha formación geológica es una arena bituminosa. 16. Un aparato como se define en cualquier párrafo anterior, en el que los hidrocarburos a ser recuperados son bitumen o petróleo de pesado. 17. Un aparato como se define en cualquier párrafo anterior, tomando la forma de un sistema de drenaje de vapor asistido por gravedad SAGD. 18. Un método para la recuperación térmica de hidrocarburos de una formación geológica, el método comprende las etapas de: a) proporcionar un aparato de recuperación térmica de hidrocarburos como se define en cualquier párrafo precedente; b) la inyección de vapor en dicha formación geológica a través de dichos AlCD del inyector; c) recolectar los hidrocarburos calentados en dichos tubos de producción a través de dicho AlCD de producción, y d) mover dichos hidrocarburos a la superficie a través de dichos tubos de producción.

Breve Descripción de las Figuras Se describirán ahora, a modo de ejemplo solamente, modalidades de la invención con referencia a los dibujos anexos, en los cuales: La figura 1 es una gráfica que muestra la relación de la presión diferencial frente al caudal para un ICD a base de boquilla/orificio o canal de construcción fija de la técnica anterior; La figura 2 es una representación esquemática de un pozo de inyección de la técnica anterior con terminación de tubo doble para la inyección de vapor; Las figuras 3A y 3B proporcionan representaciones en perspectiva y extremas de una región del subsuelo de la Tierra que contiene un aparato de recuperación de hidrocarburos térmico de acuerdo con la presente invención; La figura 4A es una gráfica de curvas de la técnica anterior de las curvas de desempeño de ICD de construcción fija para gas/vapor, agua y petróleo; La figura 4B es una gráfica de curvas de desempeño para gas/vapor, agua y petróleo para los AlCD utilizados en las modalidades de la presente invención; Las Figuras 5A y 5B son representaciones esquemáticas en sección transversal que muestran un escenario de avance de vapor en la vecindad de un tubo productor; La figura 6 es una gráfica que muestra el comportamiento operativo para los AlCD utilizados en un tubo inyector, y La figura 7 es una representación esquemática de una disposición de secciones de tubería para la recuperación térmica de una formación geológica.

Descripción Detallada de la Invención Con referencia en primer lugar a las figuras 3A y 3B, se muestra un procedimiento para la recuperación térmica de hidrocarburos de una arena bituminosa mediante drenaje por gravedad asistido con vapor (SAGD). Los presentes ejemplos se describen en particular con referencia al método SAGD, pero se apreciará que la invención aquí descrita es igualmente aplicable a otros métodos térmicos de recuperación asistidos con vapor incluyendo por ejemplo el método cíclico de "resoplado" de una sola tubería mencionado anteriormente o sistemas de accionamiento por vapor continuos no-cíclicos o similares.

En las figuras 3A y 3B, una sección de subsuelo de la Tierra se muestra con una formación de arena bituminosa 12 situada en la profundidad. Un pozo de inyección 14 y un pozo de producción 16 se proporcionan uno encima del otra, y presentan secciones horizontales de tubos inyectores y productores 14h, 16h, separados por una distancia vertical de alrededor de 5 m. La inyección de. vapor de la sección de tubo inyector 14h genera una región caliente en forma de hongo o "cámara de vapor" 18 en la capa de arena bituminosa por encima y alrededor de la sección del pozo 14h. Después de un período de calentamiento inicial se inicia un proceso de convección mediante el cual se calienta el bitumen o petróleo pesado en la arena bituminosa y se drena hacia abajo, mientras que el vapor se eleva a través de la cámara de vapor. Cuando llega a una zona más fría exterior de la cámara el vapor se condensa. El bitumen caliente se vuelve móvil y drena hacia abajo junto con el agua condensada como indican las flechas 18a. En la sección de tubos productores 16h por debajo, el bitumen o petróleo pesado es capaz de fluir y se introduce en el tubo productor bajo la presión de la formación y/o con ayuda de una bomba de elevación de producción (no mostrada) dentro de la sección de tubo de producción 16h por la que el bitumen movilizado o el petróleo pesado junto con el agua condensada se devuelve a la entrada superficial del pozo de producción 19.

En la presente invención, la sección de tubo inyector 14h y la sección de tubo productor 16h están ambos equipados con varios dispositivos de control de flujo 14f, 16f en la pared de las secciones de tubos y están separados entre sí a lo largo de la longitud de las secciones de tubo respectivos. El tubo al que se hace referencia aquí puede ser un revestimiento o pantalla de arena (en contacto directo con la formación geológica) o un tubo interno que se localiza en el interior del forro/pantalla. Estos dispositivos proporcionan conexión de fluido y el paso entre la formación geológica 12 y los interiores de las secciones de tubería de inyección y producción 14h, 16h. Los dispositivos de control de flujo en este ejemplo son los llamados dispositivos autónomos de control de entrada (AICD). Estos dispositivos comprenden un alojamiento y un "disco flotante" dentro del alojamiento para definir una trayectoria de flujo para el fluido a través de la válvula. Es importante destacar que el disco flotante crea una restricción de flujo. Sin embargo, el disco es movible dentro del alojamiento para alterar la trayectoria de flujo de restricción.

Los AICD proporcionan dos efectos particulares, que contribuyen a la producción de hidrocarburos y la inyección de vapor. En primer lugar, el disco se mueve en respuesta a la presión de estancamiento y la velocidad del fluido. Esto significa que se ajusta de forma autónoma su posición y trayectoria de flujo para conservar energía, siguiendo los principios de la ecuación de Bernoulli. Así, para una diferencia de presión dada entre el interior de la tubería y la formación geológica, el flujo puede ser estrangulado o apagado por completo cuando un fluido de menor viscosidad se encuentra en la restricción, y a medida que el disco se mueve para cerrar la trayectoria de flujo debido a la baja presión. El movimiento del disco es causado por la elevada presión de estancamiento en un lado y un fluido de baja viscosidad que fluye más rápido crea una presión dinámica más baja en el otro.

En segundo lugar, cuando la válvula autónoma se somete a un flujo de una sola fase, tales como vapor el disco flotante permanecerá abierto, mientras que su posición dentro del alojamiento está equilibrada por la presión de estancamiento creada en la parte posterior del disco y la presión de flujo "dinámico" formado en la parte delantera del disco. Cuanto mayor sea la caudal, inducida por una mayor presión diferencial a través de la válvula, la presión de flujo dinámica en la parte delantera del disco se hace menor. Esta jala al disco más cerca de su posición "CERRADA" y la reducción de la caudal de forma automática. Efectivamente la válvula autónoma proporcionara un caudal "casi" constante una vez que se alcance un umbral máximo de presión diferencial.

Dispositivos de control de flujo que operan en base a estos principios o muy similares se describen en WO2008/004875, WO2009/088292 y WO2009 1/13870 y las partes pertinentes de las descripciones de estos documentos que se incorporan aquí por referencia.

Las válvulas de flujo para la sección de tubo de producción 16h para el presente sistema SAGD hace uso del primero de estos principios de funcionamiento, como puede verse con referencia en primer lugar a las figuras 4A y 4B. En la Figura 4B, se muestra un diagrama de presión diferencial 20 (entre la formación del pozo y la caída de presión en la tubería) contra el caudal para los AICD utilizados en la sección de tubería de producción. La gráfica 20 muestra gráficos de desempeño para el agua 20a, petróleo 20b, y gas/vapor 20c que muestra el comportamiento del caudal a través de la válvula. Todas las curvas 20a-20c muestran un rápido incremento en la presión diferencial, mientras que aumenta el caudal. En contraste en la figura 4A, muestra las curvas de desempeño de ICD de la técnica anterior 22a-22c de la gráfica 22, trazadas en la misma escala. Estas muestran sólo un aumento muy gradual de la presión diferencial, en particular en la curva de gas 22c. Como puede verse a partir de la gráfica 20 para el AICD, el flujo de "gas/vapor" se contuvo y se limitó significativamente debido al movimiento del disco flotante.

Los AICD 16f en los tubos productores 16h de están diseñados para discriminar en contra el vapor en base a la capacidad de ajuste autónomo de los AICD . El AICD está diseñado para permitir el flujo de petróleo caliente o bitumen líquido y el agua condensada a través del AICD, pero evitar el flujo de vapor. En caso de que el vapor avance hacia la sección del tubo de producción, el flujo de vapor a través del AICD se bloquea o ahoga ya que la viscosidad del vapor es significativamente menor que la del petróleo líquido o bitumen o agua, que hace que el disco flotante del AICD restringa el paso de flujo en la válvula. La presión de estancamiento luego mantiene "CERRADA" a la válvula hasta que el vapor se sustituye por el petróleo o el flujo de líquido. Como resultado, el riesgo de extraer vapor en el pozo de producción se reduce considerablemente. Se evita dañar a la bomba de elevación por medio del vapor al mismo tiempo hay flujo adecuado de petróleo y agua a través de los AICD en el resto del pozo para satisfacer la tasa de extracción de la bomba.

Como se ilustra en las figuras 5A y 5B, se muestra la discriminación del fluido y la funcionalidad de apagado del AICD. En la Figura 5A, se muestra la sección de tubo de producción 14h con el AICD 14f provisto en una pared de la sección 14h. Una capa de bitumen fundido líquido más 18t agua drenada de la cámara de vapor 18 se encuentra a lo largo y alrededor de una superficie exterior de la sección de tubo de producción 14h, y se presenta a el AICD. Se permite el flujo a través del AICD y en el tubo productor hacia la entrada del pozo, como se indica. En la Figura 5B, se ilustra un escenario de avance de vapor, y el AICD ha bloqueado el vapor debido a su sensibilidad y la discriminación contra el vapor de baja viscosidad. Las partes restantes del tubo productor, equipados también con AICD, continuarán produciendo el bitumen y el agua sin obstáculos hasta que son "CERRADAS" por el vapor invasora. Preferiblemente, los AICD aseguran que cualquier vapor que entra en la tubería de producción es inferior al 5% en peso del total de fluido en la tubería de producción.

Así, el vapor se extrae cerca pero no a través de la tubería de producción, a fin de funcionar eficazmente en "sub-enfriamiento cero". Esto mejora el proceso general de recuperación térmica, en primer lugar porque la inyección de vapor se puede realizar más "agresivamente" sin el temor de que el vapor forme un cortocircuito en el pozo de producción por debajo. Más energía térmica puede utilizarse para facilitar el crecimiento de la cámara de vapor y acelerar la recuperación de petróleo. En segundo lugar, puesto que la cámara de vapor se extiende a la zona de cierre del tubo productor en lugar de ser protegida por una trampa de líquidos superpuesta que tiene que ser mantenida más fría (sub-enfriamiento), un calentador y por lo tanto un proceso de drenaje más eficaz tiene lugar en esta región crítica cerca de la entrada del pozo. La discriminación autónoma contra el flujo de vapor es también beneficiosa en términos de toda la sección "horizontal" del pozo de producción, independientemente de la elevación de la trayectoria del pozo. Por ejemplo, cuando las secciones de tubería de producción están presentes en diferentes elevaciones, las secciones con una elevación superior puede tener vapor arrastrado a lo inicialmente, punto en el cual los AICD cierran momentánea y temporalmente hasta que el agua y el petróleo fundido se acumulen de nuevo y se vuelva a abrir. Al mismo tiempo, las secciones en las otras elevaciones pueden seguir un diferente ciclo de apertura-cierre y los AICD se abrirán y cerrarán en respuesta al vapor que está siendo arrastrado a aquellas otras secciones en diferentes momentos.

Volviendo ahora a considerar la tubería de inyección con referencia a la figura 6, la gráfica 30 muestra una curva de rendimiento típico 32 para el AICD, lo que indica un caudal de crecimiento rápido para la mayor presión diferencial. Sin embargo, por encima de un valor diferencial de umbral inferior 34a, la caudal ya no cambia significativamente lo que significa que siempre que el diferencial de presión está en algún lugar por encima del umbral, se logra un caudal estable en la formación. En la práctica por lo tanto, un caudal constante de vapor se selecciona y se aplica a presión en la tubería de inyección para asegurar que el diferencial de presión a través del AlCD está por encima del umbral 34a. La presión de inyección se aplica a la tubería en un nivel de salida fijo, suficientemente por encima del umbral 34a para ser considerada y reducir la sensibilidad a las variaciones posibles en la presión en la formación, que pueden influir en la presión diferencial. Idealmente, el umbral 34a representa la presión diferencial mínima que se requiere para el AlCD situado más alejado de la entrada del pozo. Por tanto se define una región operativa 36 de los diferenciales de presión que asegura el flujo a través del AlCD a un caudal máximo y "casi constante". Esto puede ser definido en base a las variaciones esperadas de la presión diferencial para un escenario determinado de un depósito de hidrocarburos. Esto también puede ser definido en base a la longitud total de la tubería de inyección, ya sea en una configuración sencilla o "multi-rama". En general, cada AlCD puede ser configurado de forma diferente dependiendo de su posición dentro del sistema. La región de operación se extiende a un diferencial de presión umbral superior 34b. Puede ser que sea posible para generar presión a diferenciales significativamente mayores, por encima de un valor umbral superior 34b pero típicamente es innecesario diseñar el sistema de inyección de vapor de esta manera ya que al operar en un nivel de salida fijo en la región de operación 36, ya puede obtenerse un caudal máximo.

Preferiblemente, el caudal de vapor para cada AICD varía con el tiempo en menos de 10% de un valor medio. Las propiedades físicas del vapor, por ejemplo, densidad, varían con la temperatura. Para vapor en el intervalo de temperatura 150 - 160 grados C, un caudal de vapor típico medio puede estar entre 0.3 y 10 m3/h, o entre 0.7 y 0.9 m3/h, y el valor de umbral 34a puede estar entre 8 y 12 kPa. El rango de valores indicados aquí son para el vapor alrededor de una temperatura media de 155 grados C, y para el mismo AICD los valores de este intervalo serán diferentes a, digamos 230 grados C. La temperatura apropiada del vapor se elige en el campo.

Además, será la situación cuando tenemos que "enfocarnos" en la distribución de vapor en diferentes posiciones horizontales. Cada AAICD tendrá un caudal "casi constante", pero un lugar puede requerir de 2 a 10 veces más vapor que otro lugar, por ejemplo.

Es deseable aumentar la presión de inyección en el interior de la tubería del inyector tanto como sea posible. La mayor presión de inyección, mientras que se produce un efecto insignificante sobre la velocidad de inyección cerca del talón del pozo 14, permite que más vapor sea empujado hacia adelante y más hacia la punta del pozo. Esto significa que un único tubo de inyección menor puede ser instalado y/o que pueden construirse un pozo de inyección más largo y/o múltiples ramas horizontales lo que conduce a ahorros significativos en los costos de capital. Elevar la presión de inyección afectará a la temperatura del vapor (mayor). Esto puede afectar a la uniformidad de la cámara de vapor con la temperatura de inyección más alta cerca del talón. Sin embargo, la entrada de calor desigual a la formación puede ser compensada al dimensionar adecuadamente los AICD y modificar la población de tales dispositivos a lo largo del pozo.

Los AICD en el tubo inyector 14h están preferentemente diseñados individualmente para que cada AICD produzca un caudal específico (igual o diferente) según la necesidad para que la cámara de vapor crezca. Esto puede llevarse a cabo mediante el ajuste de la sensibilidad de los AICD de manera que los diferenciales de presión diferentes en diferentes AICD producen los caudales máximos respectivos. Producir un caudal máximo específico "casi constante" en cada AICD a lo largo del tubo inyector también significa que el vapor puede ser enfocado con mayor precisión a lo largo del pozo horizontal, por ejemplo uniformemente para arena homogénea que produce un perfil homogéneo de capacidad de inyección relativamente plano a lo largo de la longitud de la sección del pozo o específicamente distribuido para compensar la heterogeneidad en los depósitos con otras litologías. De cualquier manera, el crecimiento de la cámara de vapor puede ser optimizada mediante la especificación de diseños particulares AICD para diferentes posiciones. El diseño AICD para el tubo productor tiene en cuenta que la presión de vapor en el tubo productor es mayor en un extremo anterior, y que el fluido que no se pasa a uno de los AICD fluye a AICD sucesivos adelante, dando lugar a una presión reducida en la tubería y por lo tanto una presión diferencial reducida a través de cada AICD. El AICD se ha diseñado tanto para tener un comportamiento de caudal tal que puede ser generado un caudal máximo y "casi constante" por la presión diferencial esperada para el AICD particular a lo largo de la tubería. Los tamaños, dimensiones y materiales pueden ser seleccionados para proporcionar el comportamiento de flujo deseado, y esto podría aplicarse también al tubo productor. Por ejemplo, el tamaño y las dimensiones o la escala de los AICD en diferentes posiciones a lo largo de la tubería pueden ser diferentes con el fin de producir diferentes respuestas de caudal cuando se somete a un diferencial de presión. Este comportamiento de caudal constante se consigue a presiones diferenciales relativamente bajas, en contraste con los dispositivos de flujo utilizados anteriormente que se basaban en la obtención del flujo crítico.

En el presente sistema descrito que utiliza a AICD tanto en los pozos de inyección y de producción, es menos crítico para proporcionar la separación exacta (actualmente 5 m) entre las secciones de tubería de inyección y las secciones de tubería de producción con el fin de controlar la cámara de vapor y evitar el avance de vapor a través de la tubería de producción. Por consiguiente, puede ser factible el uso de distancias de separación de por ejemplo 2 a 3 m. Además, el control de distribución de vapor de la tubería del inyector se mejora significativamente y ya no es sensible a las variaciones de presión de la formación a lo largo de su longitud. La presión necesaria para proporcionar un caudal predeterminado de vapor es mucho menor que el doble de la presión de formación como con los métodos existentes y la capacidad de inyección depende de la capacidad de suministro de vapor dentro de la tubería del inyector en lugar de por las variaciones en el depósito. En consecuencia, tuberías de inyección dobles para "punta" y "talón" no son necesarias, y se eliminan en gran medida las limitaciones a la longitud de las secciones de tubos horizontales. Esto da una libertad mucho mayor al diseño de un sistema de SAGD o similar para la extracción de los petróleos pesados de las arenas bituminosas. Las secciones de tubería puede extenderse adicionalmente y las configuraciones de la tubería como se muestra en la figura 7 se puede desplegar para dar una cobertura mejor y más económica. Tasas de inyección de vapor constantes pueden ser aplicadas a toda la longitud sin el riesgo de sobre-inyección en lugares que pueden dar un desarrollo anormal de la cámara de vapor, por ejemplo, la forma "de hueso de perro". En las secciones de tubería de producción se reduce ampliamente la posibilidad de avance de vapor y la entrada de vapor en la tubería de producción se reduce considerablemente.

En la figura 7, un sistema para la recuperación térmica de hidrocarburos a partir de una extensa región geográfica se muestra en la que las secciones de tubería de inyección y de producción están provistas con AICD. La figura 7 muestra generalmente una disposición SAGD 40 que tiene una pluralidad de secciones de tubería de inyección horizontales 40 que se extienden en direcciones opuestas desde un tubo de sección de unión 40j que es también una sección de tubo horizontal que conecta las secciones horizontales 40s. La sección de tubo de unión 40j se conecta entonces a una entrada de pozo en la superficie de la Tierra a través de una única sección vertical 40v.

La disposición 40 también incluye una pluralidad de secciones horizontales de tubos productores 40p dispuestos en una forma similar y conectados a la superficie de entrada al pozo a través de la sección vertical individual 40w. Las secciones de inyección de vapor 40 están situadas por encima de las secciones de producción 40p para proporcionar el drenaje asistido con vapor requerido.

Esta disposición es una mejora significativa en los pozos existentes, donde el control cercano requerido de la bomba de producción y el suministro de vapor requieren que cada sección horizontal sea acompañada por una sección vertical a la entrada del pozo de referencia. En consecuencia, la presente invención ayuda a reducir los costis de infraestructura y la tasa global de recuperación de las arenas bituminosas. El impacto para el medio ambiente puede ser mejorado mediante la minimización de la huella de la superficie con un número muy reducido de la entrada del pozo y el equipo asociado.

La presente descripción se ha referido en general a las secciones de tubo productor y tubo inyector y se comprenderá que estos tubos se encuentran, en uso, en las entradas de los pozos de producción e inyección. Se apreciará que el tubo productor y/o inyector puede tomar la forma de un revestimiento de pozo o pantalla de arena o similar y que los AICD pueden ser montados en el revestimiento y/o en la pantalla de arena. También se apreciará que el tubo productor y/o el tubo inyector puede tomar la forma de un tubo de producción por separado y/o tubo inyector situado, en uso, dentro de pozos provistos de un revestimiento y/o pantalla de arena o similar, y que el AlCD puede ser adaptado a la producción por separado y/o tubo inyector. En una variante, el propio AlCD puede estar equipado con una malla o similar o estar dispuesto de otro modo para cerrar y evitar la entrada de arena u otras partículas procedentes de la formación.

Varias modificaciones y mejoras se pueden hacer dentro del alcance de la invención aquí descrita.

Claims (18)

REIVINDICACIONES

1. Un aparato de recuperación térmica de hidrocarburos que comprende: una pluralidad de tubos inyectores de vapor cada uno provisto con una pluralidad de dispositivos autónomos de control del flujo de entrada al inyector, AlCD, espaciados entre sí a lo largo de la longitud de cada tubo inyector de vapor; una pluralidad de tubos de producción cada uno provisto de una pluralidad de dispositivos autónomos de control del flujo de entrada al productor, AlCD, espaciados entre sí a lo largo de la longitud de cada tubo de producción; en donde los AlCD del inyector están dispuestos para inyectar vapor en una formación geológica a fin de reducir la viscosidad de los hidrocarburos en la formación; y en donde los AlCD de producción están dispuestos para permitir el flujo de hidrocarburos calientes en dichos tubos de producción para que se muevan a la superficie.

2. Aparato como se define en la reivindicación 1, en donde al menos un AlCD de inyector está configurado para permitir el flujo de vapor a través del AlCD del inyector a un caudal sustancialmente constante, una vez que un diferencial de presión a través del AlCD del inyector excede un valor umbral.

3. Aparato como se define en la reivindicación 2, en donde dicho caudal sustancialmente constante varía con el tiempo por menos 10% de un valor medio.

4. Aparatos como se define en la reivindicación 2 o 3, en el que para el vapor en el intervalo de temperaturas entre 150 y 160 grados centígrados, dicha tasa de flujo sustancialmente constante tiene un valor promedio de entre 0.3 y 10 m3/h.

5. Aparatos como se define en la reivindicación 2, 3 o 4, en donde para el vapor en el intervalo de temperaturas entre 150 y 160 grados centígrados, dicho valor umbral es un valor entre 8 kPa y 12 kPa.

6. Aparatos como se define en una cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en donde al menos un AlCD producción está configurado para permitir el flujo de hidrocarburos calientes y agua condensada en un tubo de producción, pero para restringir el flujo de vapor en la tubería de producción.

7. Aparato como se define en la reivindicación 6, en el que dicho al menos un AlCD de producción está configurado de manera que en el caso de que el vapor de los tubos inyectores de vapor que llegan al AlCD de producción, el AlCD de producción autónomamente se cierra de modo que cualquier vapor que entra en la tubería de producción a través del AlCD de producción es inferior al 5% en peso del total de fluido en la tubería de producción a través del AlCD de producción.

8. Un aparato como se define en una cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en donde al menos algunos de dichos AlCD de inyector comprenden un cuerpo que define una trayectoria de flujo a través del AlCD y definiendo un receso que contiene un cuerpo de válvula móvil, dispuesto de modo que el movimiento del líquido a lo largo de dicha trayectoria de flujo hace que el cuerpo de la válvula se mueva explotando el efecto Bernoulli controlando así el flujo de fluido a lo largo de dicha trayectoria de flujo.

9. Un aparato como se define en una cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en donde al menos algunos de dichos AlCD de producción comprenden un cuerpo que define una trayectoria de flujo a través del AlCD y definiendo un receso que contiene un cuerpo de válvula móvil, dispuestos de modo que el movimiento del líquido a lo largo de dicha trayectoria de flujo hace que la válvula cuerpo se mueva explotando el efecto Bernoulli controlando así el flujo de fluido a lo largo de dicha trayectoria de flujo.

10. Un aparato como se define en la reivindicación 8 o 9, en el que dicho cuerpo de válvula es un cuerpo de válvula que se puede mover libremente.

11. Un aparato como se define en una cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que el AlCD de inyector de al menos uno de los tubos de inyector de vapor está configurado para inyectar vapor en la formación sustancialmente a la misma caudal de vapor.

12. Un aparato como se define en una cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que el AICD del inyector de al menos uno de los tubos inyectores de vapor está configurado para inyectar vapor en la formación a diferentes caudales de vapor para que los caudales apropiados puede utilizarse para diferentes partes de dicha formación.

13. Un aparato como se define en una cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que dichos tubos inyectores de vapor están dispuestos para extenderse sustancialmente horizontales.

14. Un aparato como se define en una cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que dichos tubos de producción están dispuestos para extenderse sustancialmente horizontales.

15. Un aparato como se define en una cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en donde dicha formación geológica es una arena bituminosa.

16. Un aparato como se define en una cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que los hidrocarburos a ser recuperados son bitumen o petróleo de pesado.

17. Un aparato como se define en una cualquiera de las reivindicaciones precedentes, tomando la forma de un sistema de drenaje de vapor asistido por gravedad SAGD.

18. Un método para la recuperación térmica de hidrocarburos de una formación geológica, el método comprende las etapas de: a) proporcionar un aparato de recuperación térmica de hidrocarburos como se define en cualquier párrafo precedente; b) la inyección de vapor en dicha formación geológica a través de dichos AlCD del inyector; c) recolectar los hidrocarburos calentados en dichos tubos de producción a través de dicho AlCD de producción, y d) mover dichos hidrocarburos a la superficie a través de dichos tubos de producción.