MX2012011315A

MX2012011315A - Proceso mejorado de recuperacion por combustion in situ usando pozo horizontal individual para extraer petroleo y gases de combustion hacia superficie.

Info

Publication number: MX2012011315A
Application number: MX2012011315A
Authority: MX
Inventors: Conrad Ayasse
Original assignee: Archon Technologies Ltd
Priority date: 2010-03-30
Filing date: 2010-12-10
Publication date: 2012-11-23
Also published as: BR112012024953A2; CA2698454A1; RU2012145184A; CO6350199A1; RU2539048C2; AR080013A1; PE20110902A1; US20130074470A1; CA2698454C; WO2011120126A1; CN102933792A; EP2553217A1; ECSP12012225A

Abstract

La invención describe un proceso de combustión in situ, proceso que no emplea uno o más pozos separados de desfogue de gas. Al menos un pozo vertical de producción que tiene una porción sustancialmente vertical que se extiende hacia abajo en el depósito y una porción de soporte horizontal que se extiende horizontalmente hacia afuera del mismos completada relativamente de baja en el depósito se proporciona. Al menos un pozo vertical de inyección de gas oxidante colocado, por arriba y en relación espaciada al pozo horizontal, se coloca lateralmente a lo largo en el pozo horizontal aproximadamente a media sección del mismo. En el mismo se inyecta gas oxidante y se hace que progresen diferentes de conducción hacia afuera en el pozo de inyección en direcciones mutuamente opuestas a lo largo del pozo horizontal. De manera preferente, se proporciona una pluralidad de pozos de inyección a lo largo de la dirección del pozo horizontal, y se inyecta gas oxidante en cada frente de combustión que provoca que progrese hacia afuera y en direcciones opuestas entre si, y se hace que se drene el petróleo en el pozo horizontal, petróleo que junto con los gases calientes de combustión se produce hacia la superficie.

Description

PROCESO MEJORADO DE RECUPERACION POR COMBUSTION IN 5ITU USANDO POZO HORIZONTAL INDIVIDUAL PARA EXTRAER PETRÓLEO Y GASES DE COMBUSTION HACIA SUPERFICIE Campo de la Invención Esta invención se refiere a un proceso para recuperar hidrocarburos viscosos a partir de un depósito subterráneo usando combustión in si tu, un pozo vertical de inyección de gas oxidante, y un pozo horizontal separado, y en particular a un proceso mejorado que no emplea pozos adicionales, separados de desfogue de gas.

Antecedentes de la Invención Son bien conocidos en la técnica procesos de combustión in situ para extraer petróleo de formaciones subterráneas de hidrocarburos viscosos y varios métodos para separar hidrocarburos de formaciones subterráneas que contienen hidrocarburos.

A manera de ejemplo, la patente de los Estados Unidos No. 3,502,372 (M. Prats) describe un proceso en donde se recuperan petróleo de esquisto bituminoso y compuestos solubles de aluminio de una formación machacada o fragmentada de petróleo de esquisto bituminoso por la quema de arriba hacia abajo del petróleo de esquisto bituminoso. La remoción de petróleo se lleva a cabo para limpiar el esquisto bituminoso para minado subsiguiente en solución del aluminio REF: 236101 en el esquisto bituminoso con productos químicos alcalinos. El agente de pirólisis puede ser una mezcla caliente de agua y aire pero se debe inyectar a una temperatura superior a 500°F (260°C) y la temperatura en la formación se debe controlar a 600-950°F (315.56-510°C) para impedir el daño a los minerales. La presente invención, como se analiza en la breve descripción de la invención y posteriormente en la descripción detallada no requiere el machacado del depósito ni la utilización de la quema de arriba hacia abajo. Más bien, un frente de combustión, establecido, se mueve lateralmente a lo largo de un agujero de pozo horizontal.

La patente de los Estados Unidos No. 3,515,212 (Alien et al) describe un proceso de combustión in situ que combina la combustión in situ hacia adelante e invertida entre pozos verticales. La región de un pozo de inyección se calienta con vapor hasta temperatura de auto- ignición y se inyecta aire desde un pozo desviado y fluye en la dirección del pozo de inyección. Conforme el aire entra a la zona de petróleo de la zona calentada cerca del pozo de inyección, se presenta la ignición. El gas de combustión se retira en el pozo de inyección y el frente de combustión crece hacia el pozo desviado, en un proceso de combustión in situ inverso. Después de que el frente se aproxima al pozo desviado, se emprende la inyección de aire en ese pozo y el inyector original se convierte a un productor de petróleo, y se inicia un proceso de combustión in situ directa en donde el frente de combustión se mueve hacia el pozo de inyección original, y se produce del pozo de inyección original.

La patente de los Estados Unidos No. 4,566,537 (Gussis) se refiere a la producción de petróleo inmóvil, tal como el alquitrán de Athabasca. El problema de comunicación entre pozos verticales se supera al llevar a cabo una serie de ciclos cíclicos de vapor para calentar el petróleo cerca del inyector y para crear porosidad. En una segunda etapa, se inyecta aire alto en el depósito en uno de los pozos y se producen gases de combustión en el otro pozo, estableciendo comunicación entre los pozos en la parte superior del depósito. Esto permite ahora la inyección de vapor en la base de un pozo, con la producción de petróleo en el otro pozo. Este problema es diferente que el proceso de la presente invención, que como se analiza más adelante, utiliza el drenaje por gravedad en un productor horizontal y no requiere una etapa de impulsión con vapor. Adicionalmente , en el mismo pozo se presenta la remoción continua de petróleo y gas de combustión.

La Patente de los Estados Unidos No. 4,410,042 (Shu) describe un método para llevar a cabo la etapa temprana de combustión in situ que utiliza oxígeno puro. Hasta que el frente de combustión alcanza una distancia de treinta pies (9.14 metros) desde el inyector, el oxígeno se diluye con dióxido de carbono. Posteriormente, se inyecta oxígeno puro. A manera de contraste, como se analiza en la breve descripción de la invención y en la descripción detallada, el proceso de la presente invención no emplea mezclas de oxígeno puro con dióxido de carbono en ninguna etapa.

La patente de los Estados Unidos No. 4,418,751 (Emery) describe un proceso de combustión in situ en donde se inyecta agua en la parte superior de un depósito de petróleo de forma separada del oxígeno que se inyecta cerca de la base. El agua y los gases de combustión se mezclan en el depósito, vaporizando el agua y eliminando calor. El presente proceso no requiere ni emplea la inyección simultánea de oxígeno y agua. En realidad, la inyección de oxígeno cerca del pozo horizontal en la base del depósito será muy peligrosa puesto que entrará oxígeno al agujero de pozo y quemará el petróleo en el mismo, provocando altas temperaturas que amenazarán la integridad del agujero de pozo y depositarán coque que taponaría parcialmente el agujero de pozo .

La patente de los Estados Unidos No. 4,493,369 (Odeh et al) describe esencialmente los mismos arreglos de pozo y fluido como la patente 751 con inyección de gas oxidante en la base del depósito y agua en la parte superior.

La patente de los Estados Unidos No. 5,456,315 describe un proceso de combustión in situ en donde se inyecta un gas oxidante en pozos verticales que se perforan en la parte superior de un depósito de petróleo. Los pozos verticales se colocan en una fila directamente por arriba de un pozo horizontal que está situado en la base del depósito. Esta orientación de pozo es la misma como el presente proceso. Sin embargo, la patente '315 requiere una fila de pozos horizontales/verticales de desfogue de gas que se colocan en cualquier lado de, y paralelos a, un productor horizontal, pero cada uno situado en la parte superior del depósito. El propósito de los pozos de desfogue es retirar los gases de combustión a la superficie de fondo separada de los líquidos que drenan por gravedad en el productor horizontal. El presente proceso, como se describe más completamente más adelante, no utiliza pozos separados de desfogue de gases de combustión sino produce los líquidos y gases conjuntamente a través del mismo pozo horizontal, y de este modo sólo necesita un pozo productor horizontal, y de esta manera sustancialmente menos pozos horizontales costosos, además, el retiro del gas de combustión de forma separada de los líquidos como lo hacen el proceso de la patente 4315 elimina la transferencia térmica convectiva en la zona de drenaje de petróleo, haciendo al proceso de la patente '315 menos eficiente en la energía. De forma específica, al inhibir el mezclado del gas de combustión con líquidos, la patente ? 315 remueve el hidrógeno extraído del contacto con petróleo caliente de modo que se reduce en su mayor parte el grado de hidrodesintegración in situ y refinación de petróleo in situ. La remoción de dióxido de carbono, que se presenta en 16 % en el gas de combustión, inhibe el beneficio de solvencia que se presenta en la presente invención como se describe más adelante, la presente invención que de este modo es más capaz de reducir adicionalmente la viscosidad del petróleo y ensanchar la zona de drenaje de petróleo, dando por resultado de este modo mayores velocidades de producción de petróleo que el método descrito en la patente '315.

Una desventaja principal adicional de retiro de gas de desfogue como se describe en la patente ? 315 es la seguridad de proceso puesto que los pozos de desfogue se deben enfriar con agua a causa de la alta temperatura lograda del gas de desfogue quemado (y algunas veces de la quema) dentro del depósito. Adicionalmente, recordando que los pozos de inyección de aire y los pozos de desfogue están todos en la parte superior del depósito y están en comunicación, hay probabilidad de la mezcla con oxígeno de líquidos de hidrocarburos y gases en los pozos de desfogue para crear una mezcla explosiva en los mismos o en la superficie.

La patente de los Estados Unidos No. 5,339,897 (Leaute) describe un proceso similar a la patente x 315 para extraer hidrocarburos de arenas impregnadas con brea en donde se coloca un pozo vertical en la parte superior del depósito que tiene petróleo sobre un producto horizontal y se emplaza un segundo pozo vertical desviado del primer pozo vertical, también en la parte superior del depósito, y lateralmente del productor horizontal. Se logra comunicación entre los pozos verticales usando fluidos calientes, luego se inyecta un gas oxidante en el pozo sobre el productor y el gas de combustión se retira mediante el pozo desviado. El petróleo calentado drena hacia abajo del productor. Adicionalmente , el proceso de '897 para inyectar un fluido de desintegración tal como vapor supercalentado en el petróleo acumulado por arriba del productor horizontal induce reacciones de desintegración.

La patente de los Estados Unidos No. 5,626,191 (Greaves et al) describe un proceso in situ, en donde se coloca un inyectador de gas oxidante cerca de la parte superior de un depósito de petróleo en la vecindad de la base de un productor horizontal que se emplaza en la base en el depósito. Se desarrolla un frente de combustión que es casi vertical, se extiende lateralmente y se mueve desde la base del productor hacia la superficie del productor. El petróleo y gas drenan conjuntamente en el mismo productor horizontal. La presente invención, como se describe más adelante, es una mejora valiosa con respecto a la patente '191 debido a la colocación el inyector en la parte media a lo largo del productor horizontal o la colocación de múltiples inyectores por arriba del productor puesto que la presente invención mejora en su mayor parte la velocidad de producción de petróleo y el grado de refinación de petróleo a un costo moderado. En esta configuración, cada inyector sostiene dos frentes de combustión/drenaje en lugar de sólo uno que usa la patente '191. De forma sorprendente, los frentes de combustión/drenaje avanzan a iguales velocidades hacia la base y la superficie del productor. La Patente de los Estados Unidos No. 5,626,191 se incorpora en la presente en su totalidad.

La patente de los Estados Unidos No. 6,412,557 (Ayasse et al) es una mejora de la patente ' 191 en donde se emplaza un catalizador en, sobre o alrededor del pozo productor horizontal para mejorar la refinación de petróleo. La Patente de los Estados Unidos No. 6,412,557 se incorpora en la presente en su totalidad.

La patente de los Estados Unidos No. 7,493,952 (Ayasse) describe una mejora de la patente v191 y la patente '557 en donde se inyecta un gas no oxidante dentro del productor horizontal en la ba'se para impedir la entrada de oxígeno y se mejora la seguridad del proceso al controlar la temperatura y presión dentro del agujero del pozo. La Patente de los Estados Unidos No. 7,493,952 se incorpora en la presente en su totalidad.

La publicación de patente de los Estados Unidos 20090308606 (solicitud de patente de los Estados Unidos 12/280,832) (Ayasse) describe una mejora a la patente '191 y patente '952 en donde se inyecta un diluyente tal como nafta u otro solvente de hidrocarburo, o C02 en una tubería larga que se extiende a la base del pozo producto horizontal a fin de controlar la presión y temperatura del agujero de pozo y facilitar el flujo del petróleo del agujero de pozo por reducción de viscosidad y densidad.

La publicación de patente de los Estados Unidos 20090200024 (solicitud de patente de los Estados Unidos No. 12/068,881) (Ayasse et al) describe un nuevo proceso, similar a la patente 1191, en donde se inyecta gas oxidante cerca de la superficie de un pozo horizontal, que tiene una tubería que se extiende a la base. Se desarrolla un frente de combustión con movimiento desde la superficie a la base. La ventaja del proceso de la presente invención, como se describe más completamente más adelante, con respecto a la patente norteamericana '191 es que diferente de la patente norteamericana ' 191 no se requiere la perforación de un inyector vertical distante cerca de la base. Más bien, la presente invención, el inyector se puede perforar lejos de la base, tal como la parte media a lo largo del soporte horizontal. La ventaja del presente proceso con respecto a la solicitud norteamericana 4881 es que se puede colocar un pozo inyector individual en la parte media entre la base y la superficie del pozo productor horizontal y se moverán dobles frentes de combustión hacia la base y superficie sin cuestiones a cerca de la quema del segmento horizontal del productos horizontal como puede ocurrir con la patente '881 en donde el punto de inyección de aire está cerca o en el segmento vertical. La presente invención, como con la patente '881, también tiene la ventaja de colocar un pozo de inyector de aire vertical atrás de la base del pozo horizontal (por ejemplo a 500 metros desde la base para un soporte de productor horizontal de 1000 metros) de modo que la inaccesibilidad superficial, tal como se provoca por un pantano o lago en la región de base, no prohibirá la perforación de un inyector vertical ahí inhibirá el aprovechamiento del depósito.

Breve Descripción de la Invención Esta invención se refiere a un proceso mejorado para recuperar hidrocarburos viscosos a partir de un depósito subterráneo usando combustión in situ, utilizando al menos un pozo de inyección de gas oxidante y un pozo horizontal separado, y en particular a un proceso mejorado que no emplea pozos adicionales separados de gas de desfogue y usa en cambio un agujero de pozo horizontal situado bajo en una formación para recolectar no solo el petróleo calentado sino también los gases calientes de combustión, y para extraer de este modo ambos hacia la superficie, donde el petróleo se separa posteriormente de los gases de combustión de alta temperatura .

En una modalidad, donde sólo se utiliza un pozo de inyección vertical, el pozo de inyección vertical se coloca y completa en la parte superior del depósito, para inyectar gas que contiene oxígeno en el depósito para soportar en el mismo la combustión in situ. Este pozo de inyección vertical está situado por arriba del pozo horizontal y aproximadamente en un punto medio a lo largo del pozo horizontal, y en la inyección de un gas oxidante en el depósito mediante el pozo de inyección y en la ignición de hidrocarburos en este depósito próximo al pozo de inyección vertical se genera un frente de combustión próximo al pozo de inyección vertical con el frente de combustión que se propaga hacia afuera desde el pozo de inyección en direcciones mutuamente opuestas, cada dirección mutuamente opuesta que es a lo largo del pozo horizontal, así como lateralmente al pozo horizontal. Tanto los gases de combustión de alta temperatura como del petróleo calentado se retiran hacia abajo de la formación de hidrocarburo y se recolectan dentro del pozo horizontal, y posteriormente se producen conjuntamente hacia la superficie mediante un pozo horizontal donde en la superficie los gases calientes de combustión se separan del petróleo usando un separador de múltiples fases, técnicas de separación por vórtice y oras técnicas bien conocidas por la persona experta en la técnica, y adicionalmente donde se desea que los gases calientes de combustión se usen para calentar agua para producir vapor, preferentemente para el uso en el accionamiento de turbinas de vapor para la producción de energía eléctrica. De manera alternativa, los gases de combustión, que contienen componentes flamables tal como metano, etano, propano, monóxido de carbono, hidrógeno y sulfuro de hidrógeno, se pueden quemar en la superficie para producir electricidad con una turbina de vapor o turbina de gas. En los procesos con pozos de desfogue de gas, estos gases se queman en las aproximaciones superiores del depósito y se deben enfriar para proteger los pozos de desfogue del daño térmico, de modo que se desaprovecha la energía.

De manera similar, en una modalidad preferida del proceso de la presente invención que emplea múltiples pozos verticales de inyección de gas oxidante, alineados y que se extiende en una dirección del pozo horizontal, cada pozo vertical de inyección de gas oxidante se completa por arriba y separa apropiadamente a lo largo del agujero de pozo horizontal, y se crean en cada inyector frentes duales de combustión de gases de caliente de combustión y petróleo de drenaje, frentes de combustión que se propagan a lo largo del agujero de pozo horizontal, sustancialmente ortogonal al agujero de pozo horizontal y a través de la formación de hidrocarburo, en direcciones mutuamente opuestas desde el agujero de pozo de inyección vertical así como hacia la base y la superficie del pozo horizontal. Por ejemplo, para 5 inyectores de gas oxidante se generarán diez (10) frentes de drenaje de fluido, que proporciona altas velocidades de producción de petróleo un bajo costo adicional.

De forma notable, si el diámetro interior del soporte horizontal del pozo productor es demasiado pequeño, entonces la hidráulica del agujero de pozo interfiere con la simetría del avance del frente de combustión, el avance del frente en la dirección de la superficie del productor horizontal será más rápido que hacia la base, reduciendo de este modo la eficiencia del proceso, y perderá la simetría de proseguir simultáneamente de forma igual en direcciones mutuamente opuestas a lo largo del productor horizontal, y de manera más importante se alentará el progreso de dirección hacia la base.

En consecuencia, en una modalidad adicional preferida del proceso de la presente invención, donde el pozo horizontal puede tener en la vencida de aproximadamente 400 metros de depósito por arriba de este, con la correspondiente hidráulica del agujero de pozo a esa profundidad, el diámetro interior del soporte horizontal del pozo productor debe ser mayor de 3 pulgadas (7.62 cm) para mantener la simetría del avance frontal, de manera preferente mayor de 5 pulgadas (12.7 cm) y de manera mucho más preferente mayor de 7 pulgadas (17.78 cm) para permitir un diámetro suficiente en el pozo productor.

También se contempla dentro de esta invención un proceso por el que se puede completar de forma inicial una pluralidad de pozos verticales de gas oxidante por arriba del agujero de pozo horizontal a lo largo de una línea del mismo, y se inyecta inicialmente un gas oxidante en la formación en uno de estos pozos verticales de inyección localizados aproximadamente a media sección del pozo horizontal y se forma un frente de combustión próximos a estos, que avanza en direcciones mutuamente opuestas a lo largo del pozo horizontal. Después de que el frente de combustión ha avanzado a una distancia determinada en direcciones mutuamente opuestas más allá de los pozos verticales adicionales de inyección de gas oxidante, en los lados opuestos respectivos de este pozo de inyección inicial, entonces se puede inyectar gas oxidante adicional en uno o cada uno de los pozos adicionales de inyección para sostener la combustión y para permitir que los frentes de combustión continúen avanzando a lo largo del agujero de pozo horizontal .

De forma ventajosa, al usar un agujero de pozo horizontal para arrastrar hacia abajo tanto el petróleo calentado como los gases calientes de combustión y luego extraer tanto el petróleo como los gases calientes de combustión (agotados de oxígeno) hacia la superficie, se logran de manera acumulativa las siguiente ventaja específicamente : (i) los gases calientes de combustión que se arrastran al pozo horizontal de producción junto con el petróleo calentado sirven para mantener al petróleo continuamente calentado y mejorar de este modo no solo las velocidades de recolección de este petróleo de la formación de hidrocarburo sino también asegurarse que se mantenga baja la viscosidad del petróleo calentado y de este modo ese petróleo se puede llevar a la superficie usando "levantamiento" por gas, eliminando el uso y necesidad de bombas ; (ii) se necesita perforar menos pozos, y en particular no se necesitan perforar pozos de desfogue de gas para recolectar de forma separada y desfogar los gases calientes de combustión, como fue necesario con ciertos procesos de la técnica anterior; y (iii) posteriormente se pueden usar los gases calientes de combustión en la superficie para calentar agua para producir vapor, que se puede usar para calentamiento y/o para accionar turbinas de vapor para generar energía eléctrica, y de este modo la energía que de otro modo se había perdido de este modo es capaz de usarse en este proceso. (iv) se logrará la refinación de petróleo debido a las mayores temperaturas de petróleo y el mezclado conjunto de petróleo en el depósito con hidrógeno generado en este proceso .

Específicamente, con respecto a la ventaja (ii) anterior, al colocar un pozo vertical de inyección próximo a la sección media de un pozo horizontal y al propagar el frente de combustión en dos direcciones mutuamente opuestas a lo largo de este agujero de pozo, se permite una recolección más rápida de petróleo que por el método descrito en ya sea US 5,626,191 (propagación de frente de combustión de "base a superficie") o US 7,493,952 (propagación de frente de combustión de "superficie a base") que solo provoca que el frente de combustión avance en una dirección individual a lo largo del agujero de pozo horizontal.

Además, al inyectar un gas que contiene oxígeno a una presión menor de la fracturación a través del pozo de inyección y al establecer una zona de gas que contiene oxígeno alrededor del pozo de inyección que se extiende hacia la roca superior del depósito y hacia abajo (pero no alcanzando) el pozo horizontal de producción, y al establecer un frente drenaje de agua, petróleo y gas de combustión que crece a lo largo del pozo horizontal en direcciones tanto hacia la base como hacia la superficie del pozo horizontal y también crece perpendicularmente hacia la dirección del pozo horizontal, el petróleo caliente y agua y el gas calentado de combustión pueden drenarse todos bajo la influencia de las fuerzas de gravedad y presión y adicionalmente se recolectan en el pozo horizontal libres de oxígeno o gas oxidante, lo que reduce en su mayor parte la probabilidad de explosión. En comparación con el proceso de retiro de gas de desfogue por pozos separados de desfogue, el presente proceso conserva los componentes inflamables valiosos para la producción hacia la superficie en lugar de quemarlos en el depósito donde se desperdicia el calor, y utiliza algo del hidrógeno generado para hidrodesintegrar el petróleo caliente, produciendo de este modo un petróleo estable parcialmente refinado.

Por consiguiente, en un aspecto amplio del proceso de la presente de invención, este proceso comprende un proceso mejorado de combustión in situ para reducir la viscosidad del petróleo contenido en un depósito que tiene petróleo y recuperar el petróleo junto con gases de combustión del depósito, proceso que no emplea uno o más pozos separados desfogue de gas de combustión, que comprende: (a) proporcionar al menos un pozo de producción que tiene una porción sustancialmente vertical que se extiende hacia abajo en el depósito y que tiene una porción de soporte horizontal en comunicación para fluidos con la porción vertical y que se extiende horizontalmente hacia fuera del mismo, la porción de soporte horizontal completada relativamente baja en el depósito; (b) proporcionar al menos un pozo de inyección en una región intermedia a los extremos opuestos de la porción de soporte horizontal y en relación espaciada a la porción de soporte horizontal y colocado sustancialmente por arriba directamente a la porción de soporte horizontal para inyectar un gas oxidante en el depósito por arriba de la porción de soporte horizontal y en una región intermedia a extremos mutuamente opuestos de la porción de soporte horizontal; (c) inyectar un gas oxidante a una presión menor de la fracturación a través de al menos un pozo de inyección e iniciar la combustión de hidrocarburos en el depósito próximo al pozo de inyección para establecer al menos uno o más frentes de combustión por arriba de la porción de soporte horizontal, el uno o más frentes de combustión que provocan que el petróleo en el depósito se llegue a reducir de viscosidad y drene hacia abajo en la porción de soporte horizontal; (d) permitir que los gases de alta temperatura de la combustión junto con el petróleo de viscosidad reducida que se recolecten conjuntamente en la porción de soporte horizontal; y (e) extraer gases de alta temperatura y el petróleo hacia la superficie; y (f) separar en la superficie o en la superficie del pozo horizontal el petróleo de los gases de combustión de alta temperatura.

En una primera refinación del método anterior, el por lo menos un pozo de inyección comprende al menos un pozo de inyección vertical situado a lo largo de una longitud del pozo horizontal e intermedio en extremos mutuamente opuestos del mismo que se extiende hacia abajo desde la superficie hacia la porción de soporte horizontal, y en la inyección de gas oxidante e ignición del mismo, el pozo de inyección suministra el gas oxidante al menos en dos frentes de combustión, cada uno que se mueve en direcciones opuestas hacia afuera desde el pozo vertical de inyección y en la dirección a lo largo de la porción de soporte horizontal del pozo de producción.

En una segunda refinación alternativa, el por lo menos un pozo de inyección comprende un pozo horizontal se extiende tanto por arriba como a lo largo de la porción de soporte horizontal del pozo de producción, para inyectar el gas oxidante por arriba de la porción de soporte horizontal del pozo de producción.

De manera alternativa, en otro aspecto amplio del método de la presente invención, este método comprende un proceso mejorado de combustión in situ para reducir la viscosidad del petróleo contenido en un depósito que contiene petróleo y recuperar el petróleo de viscosidad reducida de la formación, proceso que no emplea uno o más pozos separados de desfogue de gas de combustión, que comprende además: (a) perforar al menos un pozo de producción que tiene una porción sustancialmente vertical que se extiende hacia abajo en el depósito y que tiene una porción de soporte horizontal en comunicación para fluidos con esta porción vertical y que se extiende horizontalmente hacia afuera de la misma, la porción de soporte horizontal completada relativamente baja en el depósito; (b) drenar al menos un pozo de inyección localizado directamente por arriba de la porción de soporte horizontal y en alineación sustancial con ésta, colocado o extiéndase intermedio a extremos opuestos de la porción de soporte horizontal ; (c) inyectar un gas oxidante en el depósito mediante cada uno de los pozos verticales localizados a lo largo del agujero de pozo horizontal; (d) iniciar la combustión in situ en el depósito próximo al pozo de inyección para formar al menos un par de frentes de combustión que se extienden de forma vertical, que avanza lateralmente en direcciones opuestas a lo largo de la porción de soporte horizontal, los frentes de combustión que provocan que el petróleo en la formación se llegue a reducir en la viscosidad y drene hacia abajo en la porción de soporte horizontal ; (e) recolectar los gases de alta temperatura de la combustión junto con el petróleo de viscosidad reducida en el soporte horizontal; y (f) extraer simultáneamente gases de alta temperatura y petróleo hacia la superficie; y (g) separar en la superficie o en la superficie del pozo horizontal, el petróleo de los gases a alta temperatura.

En una refinación adicional, donde la combustión sólo se inicia en un pozo vertical de inyección localizado en el punto medio a lo largo del pozo horizontal, en el frente de combustión sustancialmente vertical que avanza lateralmente a lo largo del agujero del pozo horizontal y más allá de los pozos verticales de inyección, se inyectan a gas oxidante en el depósito en pozos verticales adicionales en sucesión de inyección para acelerar el movimiento de los frentes verticales de combustión en ambas direcciones a lo largo del pozo horizontal.

En una modalidad aún adicional, este proceso mejorado de combustión in si tu (proceso que no emplea uno o más pozos separados de desfogue de gas de combustión) comprende : (a) proporcionar al menos un pozo de producción que tiene una porción sustancialmente vertical que se extiende hacia abajo en el depósito y que tiene una porción de soporte horizontal en comunicación para fluidos con la porción vertical y que se extiende horizontalraente hacia fuera del mismo, la porción de soporte horizontal completada relativamente baja en el depósito; (b) proporcionar una pluralidad de pozos verticales de inyección colocados directamente por arriba de la porción de soporte horizontal y en alineación sustancial con esta, extendiéndose hacia abajo hacia la porción de soporte horizontal ; (c) inyectar un gas oxidante en el depósito mediante al menos dos de los pozos verticales; (d) iniciar la combustión in sifcu en el depósito próximo a los por lo menos dos pozos verticales de inyección para formar en cada pozo de inyección un par de frentes de combustión que se extienden de forma vertical, que avanzan lateralmente en direcciones opuestas a lo largo de la porción de soporte horizontal y hacia fuera desde cada uno de los por lo menos dos pozos verticales de inyección, los frentes de combustión que provocan que el petróleo en la formación se llegue a reducir en su viscosidad y agregar hacia abajo en la porción de soporte horizontal; (e) recolectar gases de alta temperatura de la combustión junto con el petróleo de viscosidad reducida en el soporte horizontal; y (f) extraer posteriormente gases de alta temperatura y petróleo hacia la superficie; y (g) separar en la superficie el petróleo de los gases a alta temperatura.

En una refinación adicional de este proceso inmediatamente anterior, el frente de combustión sustancialmente vertical que avanza lateralmente a lo largo del agujero del pozo horizontal más allá de uno adicional de la pluralidad de pozos de inyección, se inyecta gas oxidante en el depósito en uno adicional de los pozos de inyección.

Opcionalmente , estimular de manera cíclica o directa el depósito con vapor a través del pozo de inyección y el pozo de inyección se puede conducir inicialmente antes de iniciar la combustión in situ, a fin de establecer comunicación para fluidos entre tipos de inyección y el pozo horizontal de producción de petróleo, para asegurar mejor el flujo de los gases calentados de combustión y petróleo calentado una vez que se inicia la combustión in situ. Opcionalmente, si se puede permitir o asistir la ignición o quema de petróleo por la técnica conocida de inyectar aceite de linaza u otro fluido que se queme o prenda fácilmente en el depósito a través de las perforaciones de aire.

Se señalará que el proceso de la presente invención comprende de manera ventajosa y se caracteriza por las siguientes características: (i) No hay producción dividida de las fases líquida y gaseosa puesto que ambas entran en el mismo pozo de producción (es decir, el pozo horizontal) completado bajo en el depósito cerca de la base del mismo; (ii) La alta relación de gas/líquido en el pozo horizontal, cuando se usa aire como un gas oxidante, debido a la profundidad del pozo e ingreso de gases de alta temperatura en el pozo de producción, asegura que será efectivo el levantamiento por gas natural en un depósito que no está agotado de presión de modo que es innecesario el uso de bombas, reduciendo la complejidad y costo del proceso; (iii) Como una consecuencia directa del petróleo y gas de combustión (y algunas veces agua y/o vapor) que fluyen conjuntamente en el agujero de pozo horizontal, se logra alta eficiencia de energía debido a que se transfiere colectivamente toda la energía térmica de combustión al petróleo dentro de y por arriba de la zona de drenaje en el depósito, que por lo tanto debido a la transferencia de energía desde los gases de combustión al petróleo se proporciona una mayor disminución de viscosidad a los fluidos y se aumenta al máximo la velocidad de producción de petróleo. También se disminuye la relación de aire-petróleo, reflejando eficiencia incrementada de energía en comparación al caso de producción dividida de gas y líquido con diferentes pozos; (iv) la co-producción de gas de combustión y líquidos de hidrocarburos también mejora la velocidad y producción de petróleo debido a que el C02 presente en el gas de combustión permea el petróleo antes del frente del drenaje y actúa como un solvente para reducir adicionalmente la viscosidad el petróleo y para facilitar el drenaje del petróleo en el pozo horizontal. También, el C02 en el gas de combustión tiene su solubilidad más alta en petróleo frío, de modo que la zona de drenaje se hace más ancha como consecuencia de disolver C02 en el petróleo frío; (iv) El hidrógeno atrapado con el petróleo caliente fluido en la zona de drenaje y en el agujero de pozo permite hidrodesintegrar y refinar parcialmente el petróleo. (v) Se requiere una baja presión de inyección de aire en el presente proceso debido a que el gas de combustión está en comunicación directa con el pozo de producción horizontal cercano, que está distante a lo mucho por el espesor de la zona de petróleo.

Breve Descripción de las Figuras En las figuras anexas que ilustran modalidades de ejemplo de la presente invención: La Figura 1 es una sección transversal a través de un depósito que tiene petróleo, que muestra el arreglo de pozos usados para llevar a cabo el método de la invención, esta sección transversal que corta a través tanto del pozo vertical de inyección como del par de pozos horizontal/vertical de producción. Una capa de sobrecarga está sobre el depósito que tiene petróleo, en el cual se colocan un pozo vertical de inyección de gas oxidante y un par de pozos vertical/horizontal para extraer el petróleo; La Figura 2 es una sección transversal a través del depósito que tiene petróleo mostrado en la Figura 1, tomada a lo largo del plano B-B, con el pozo horizontal de producción mostrado en sección transversal; La Figura 3 es una vista superior parcialmente transparente del depósito que tiene petróleo mostrado en la Figura 1 de simulación numérica; La Figura 4 es una sección transversal a través de un depósito que tiene petróleo similar a la Figura 1, que muestra una variación del método de la presente invención, donde se usa una pluralidad de pozos de inyección de gas oxidante para ser avanzar un frente de combustión en dos direcciones mutuamente opuestas; y La Figura 5 es similar a la Figura 1, pero que emplea 5 pozos de inyección de gas oxidante como inyectores simultáneos .

Descripción Detallada de la Invención Con referencia a la Figura 1, un depósito que tiene petróleo 20 mostrado en la Figura 1 está cubierto típicamente por una sobrecarga 1, preferentemente constituida de esquisto bituminoso o roca de cubierta suficientemente gruesa para ser sustancialmente impermeable a flujo de gas de modo que el gas inyectado que contiene oxígeno 22 estará contenido dentro del depósito que tiene petróleo 20.

De acuerdo con el método de la presente invención, se perfora al menos un pozo vertical de inyección de gas oxidante 6a desde la superficie 30 hacia abajo en una porción superior del depósito 20, y se perfora para permitir la inyección de gas oxidante 22 en el depósito 20 próximo a la parte superior del depósito 20 que tiene petróleo, este gas oxidante que se comprime y fuerza dentro del pozo 6a mediante el compresor 71.

Se proporciona un par 9 de pozos horizontal/vertical de producción, que tiene una porción de pozo vertical 10 y una porción horizontal 8. La porción de pozo horizontal 8 se completa baja en el depósito 20 y que se extiende preferentemente sustancialmente a través de una longitud de un depósito que tiene petróleo 20 o una porción del mismo desde el cual se desea que se recupere petróleo por el proceso de la presente invención. La tubería de revestimiento del pozo horizontal, se perfora como se muestra en las Figuras 1 y 4, o puede consistir de tamices porosos, como se muestra y enseña en PCT/CA del cesionario de la presente, Archon Technologies Ltd., ranuras estrechas o tapones tamiz FacsRiteMR (FacsRiteMR es una marca comercial de FacsRiteMR para producir tamices de arena de pozo) y esto permite el ingreso de petróleo caliente 3 y gases calientes de combustión 5 desde el depósito 20 en el pozo horizontal 8, para producción subsiguiente hacia la superficie 30. El diámetro interior del pozo productor horizontal es preferentemente mayor de 3 pulgadas (7.62 cm) para mantener simetría de avance frontal, y de manera preferente mayor de 5 pulgadas (12.7 cm) y de manera mucho más preferente mayor de 7 pulgadas (17.78 cm) (es decir un diámetro interior de aproximadamente 9 5/8 pulgadas (24.45 cm) en un tamaño típico, estándar, actual de agujero de pozo) para permitir un suficiente diámetro en el pozo productor.

El por lo menos un pozo de inyección de gas oxidante 6a, de acuerdo con el método de la presente invención, está localizado por arriba de aproximadamente a la mitad a lo largo del agujero de pozo horizontal 8 (es decir, en donde la distancia "di" es aproximadamente igual a la distancia de "d2" como se muestra en la Figura 1) , aunque la posición precisa se puede alterar en base a la heterogeneidad conocida de depósito u otros factores.

El primer paso al iniciar y llevar a cabo el proceso de recuperación de petróleo de la presente invención, en una modalidad preferida, es establecer comunicación para fluidos entre el pozo de inyección vertical 6a y el pozo de producción horizontal 8 de modo que el gas oxidante 22 se puede inyectar más fácilmente en el depósito 20 y se puedan remover petróleo calentado 3 y gas de combustión 5 del depósito 20 mediante el par de pozos horizontal/vertical 9. Inicialmente, se puede inyectar vapor (no mostrado) de forma cíclica o continuamente en el pozo vertical 6a, y también se inyecta desde la superficie en el pozo horizontal 8 y se hace circular en el mismo para calentar el pozo horizontal 8 e incrementar la movilidad en el mismo del petróleo calentado 3. La presión del vapor inicialmente inyectado no va a ser demasiado grande para forzar grandes volúmenes de vapor directamente a través del depósito 20 y en el pozo horizontal 8, pero será sólo suficiente para ayudar a líquidos viscosos en el depósito 20 para ayudar bajo esta presión de asistencia a drenar hacia abajo en el depósito 20 a un área de menor presión, específicamente en la región de pozo horizontal 8, pozo horizontal 8 que remueve fluidos de esta región y crea de este modo un área de presión relativamente menor, y de esta manera establece el flujo de fluido en esta dirección) . Para el aceite 3 que es inamovible en condiciones del depósito, también se puede inyectar vapor mediante el depósito de inyección 6a de una manera continua, que depende de la dilatación del depósito para lograr la capacidad de inyección de vapor. Cuando el petróleo 3 es demasiado viscoso de modo que es inamovible en el depósito 20, el precalentamiento del pozo horizontal de producción 8 impide que el petróleo 3 solidifique en el pozo horizontal 8 e inhiba la producción, especialmente cuando el pozo de producción 8 se debe cerrar, como puesto que pueden presentarse si se presentan dificultades con las instalaciones en superficie de tratamiento de petróleo. Este pre-calentamiento se puede llevar a cabo al hacer circular vapor en el soporte horizontal 8 desde la base 40 a la superficie 42 del pozo horizontal 8. La circulación se logra al colocar una tubería larga (no mostrada) dentro del pozo horizontal 8 para inyectar vapor que fluye mediante la tubería a la base 40 y regresa a la superficie 42 mediante el espacio anular entre la tubería y la tubería de revestimiento 8 del pozo horizontal y posteriormente hacia la superficie 30. Una vez que se establece comunicación para fluidos entre el pozo de inyección 6a y el pozo productor horizontal 8, se inyecta gas que contiene oxígeno, por ejemplo aire, aire enriquecido con oxígeno, aire enriquecido con C02 o una mezcla de oxígeno-C02 en el depósito 20 mediante el pozo de inyección 6a como se muestra en la Figura 1. Al principio, se usan velocidades relativamente moderadas de aire, pero estas velocidades se aumentan tipo rampa al objetivo máximo en tanto que se mantiene la temperatura del agujero de pozo por abajo de aproximadamente 350°C como se mide por una sarta de termopares colocados en el agujero de pozo. Después de iniciar la inyección de gas oxidante, aparecerán en la superficie sub-productos de combustión tal como C02 en el gas producido, indicando que se ha logrado en el depósito la combustión.

El pre-calentamiento del depósito 20 cerca del pozo de inyección vertical 6a, sirve para un segundo propósito importante debido a que el petróleo a temperaturas de vapor usualmente es capaz de auto-ignición y empezar la quema y los procesos de producción de petróleo. También reduce la saturación de petróleo en la arena cerca del inyector vertical, lo que sirve para reducir la fuerza de la exoterma de combustión e impedir el sobrecalentamiento del pozo de inyección.

Al comienzo del proceso de combustión in situ, cuando el gas oxidante 22 hace contacto con el petróleo 3 en la formación 20, se presentan reacciones de combustión y se crea coque en la región 4 inmediatamente después de los frentes de combustión 50, como se muestra en las Figuras 1-4. Posteriormente, el coque es el único combustible consumido, que después del consumo deja una zona quemada 2, como se muestra en las Figuras 1-4. El coque en la región 4 (ver Figuras 1-4) , está constituido de pequeñas partículas carbónicas dispersadas en los granos de arena. La relación de hidrógeno/carbono es típicamente 1.13 como se mide en reactores de laboratorio y unidades de coque de refinería que comprenden alquitrán de Athabasca. Las arenas que contienen partículas de coque permanecen sustancialmente permeables a gas, de modo que el gas oxidante 22 y el gas de combustión producido 4 pueden influir fácilmente a través, haciendo contacto con el petróleo frío y transfiriendo calor. El calentamiento convectivo de petróleo de este modo es costoso de modo que se produce hidrodesintegración de petróleo a causa de las altas temperaturas producidas durante la combustión de coque y la presencia de hidrógeno generado. El presente proceso operará de forma similar al proceso THAIMR (Inyección de Aire de Base a superficie) (2 THAIMR es una marca comercial registrada de Archon Technologies Ltd, de Calgary, Alberta, para los servicios de licencia de un método/tecnología particular patentada para recuperación mejorada de petróleo de formaciones de petróleo) con respecto al mecanismo de quema y frente de drenaje. Petrobank Energy and Resources Ltd., que opera el proceso THAIMR en Conklin, Alberta ha reportado temperaturas de depósito mayores de 600 °C, hasta 8 por ciento en volumen hidrógeno en el gas producido y 3-4 puntos de refinación de alquitrán. En consecuencia, el petróleo producido 3 de la presente invención estará sustancialmente refinado.

De manera ventajosa, en el método de la presente invención que proporciona la remoción de gas caliente de combustión 5 mediante el par de pozos horizontal/vertical 9 esto permite que se logren ventajas significativas con respecto a la técnica anterior tal como el proceso de la Patente de los Estados Unidos No. 5,456,315, que depende de pozos adicionales (4) (ver Figura 2 de US 5,456,315) colocados en los tramos superiores del depósito para remover estos gases de combustión. De forma desventajosa, estos métodos de la técnica anterior como se muestra en la patente de los Estados Unidos No. 5,456,315 reducen en su mayor parte la capacidad de proporcionar transferencia térmica convectiva desde los gases calientes de combustión al petróleo, y adicionalmente de manera desventajosa estos métodos de la técnica anterior remueven el hidrógeno producido necesario para la hidrodesintegración, así como el solvente de C02 que sirve adicionalmente para reducir de manera ventajosa la viscosidad del petróleo. Estos procesos de la técnica anterior, al depender principalmente de la transferencia térmica conductiva, son menos eficientes en energía y tienen menores proporciones de petróleo que el presente proceso. En presente proceso, se establece una zona 15 de drenaje de fluido y el petróleo refinado caliente 3, (así como gua/vapor (no mostrado) y gases de combustión 5 fluyen hacia abajo y en el pozo horizontal 8 para transporte conjunto a la superficie 30. Conforme prosigue el proceso, la parte exterior de la capa de coque 4 más cerca al gas inyectado que contiene oxígeno 22 se quema y se coloca coque fresco donde el gas caliente de combustión hace contacto primero con el petróleo. En esta operación, el petróleo 3 del depósito nunca se encuentra con oxígeno, de modo que no se producen productos orgánicos oxigenados y las emulsiones de petróleo producidas se van a desintegrar fácilmente en las instalaciones de tratamiento de petróleo en la superficie. El petróleo 3 más allá de la zona de drenaje de fluido 15 permanece sustancialmente sin calentar hasta que avanza a la zona de drenaje 15 y el frente de combustión 50. Para depósitos 20 que contienen petróleo móvil, el petróleo nativo sin calentar 3 lejos del frente de drenaje de combustión 15 se mezcla con el petróleo hidrodesintegrado 3 en el pozo horizontal 8 para reducir el grado total de refinación. Sin embargo, para depósitos de petróleo móvil, se incrementa la velocidad de producción de petróleo debido a que el agujero de pozo horizontal completo es productivo a todo lo largo de la vida del pozo. En todos los depósitos 20, la zona de gas oxidante inyectado permanece aislada del pozo horizontal por una capa 24 de petróleo 3, impidiendo la entrada de gas oxidante (por ejemplo, oxígeno) en el pozo horizontal 8. Esta capa 24 se alimenta por petróleo refinado caliente 3 que drena desde el frente de combustión 50 que se expande lateralmente y fluye en la base del depósito 20 hacia el pozo horizontal 8. Conforme prosigue el proceso de la presente invención, el volumen del petróleo 3 que entra al pozo horizontal 8 de la capa protectora 24 se incrementa con relación al volumen de petróleo 3 que se drena junto con los gases de combustión 5 (comparar Figura 1 y Figura 4 como a volumen incrementado de la capa 24) .

La Figura 2 es una vista en sección transversal a lo largo del plano B-B del depósito que contiene petróleo 20 y el presente método mostrado en la Figura 1, con componentes idénticos detallados idénticamente a aquellos de la Figura 1. Esta Figura muestra como se forma la capa protectora de petróleo sobre el pozo horizontal.

La Figura 3 es una vista de arriba hacia abajo del presente proceso que muestra el depósito que tiene petróleo 20, la zona quemada 2, la zona de depósito de combustible de coque 4 y la zona de drenaje de fluido 15. El pozo de inyección de gas que contiene oxígeno 6a está localizado en la parte superior del depósito que tiene petróleo 20 y el segmento horizontal 8 del par de pozos de producción 9 está en la base del depósito 20. El segmento vertical 10 del par de pozos horizontal/vertical 9 se conecta al segmento horizontal 8 en la superficie 42 del pozo de producción 9 y se conecta a las instalaciones de tratamiento de petróleo en superficie (no mostrada) . En tanto que la zona de drenaje de fluido 15 cruza el pozo horizontal 8 en dos puntos, 17 y 18, sin embargo todo el petróleo producido 3 se mueve dentro del pozo horizontal 8 hacia la superficie 42 del pozo horizontal 8. De manera sorprendente, la distancia entre la proyección del pozo de inyección 6a y los puntos de entrada de drenaje 17, 18 en el pozo horizontal 8 permanece sustancialmente igual a todo lo largo de la operación del proceso. Se habría esperado que la porción (punto de entradas) 18 de la zona de drenaje 15 que se mueve hacia la superficie 42 del pozo productor horizontal 8 avanzará mucho más rápido que esa porción (punto de entrada) 17 de la zona de drenaje 15 que se mueve hacia la base 40, puesto que la porción (punto de entradas) 18 está más cerca a la superficie de baja presión 42, sin embargo esto no es el caso.

Con referencia a la Figura 1, la sobrecarga 1 de roca de cubierta impide que el fluido, incluyendo el gas oxidante 22, escape del depósito que tiene petróleo 20. La Figura 1 también muestra la zona quemada 2, la zona de depósito de combustible de coque 4, la zona de drenaje de fluido 15, el inyector de gas que contiene oxígeno 6a, el soporte horizontal 8 del par de pozos de producción 9, y el segmento vertical del productor horizontal 9.

Conforme prosigue el proceso de la presente invención mostrado en la Figura 1, cada una de las zonas de popel 4 y las zonas de drenaje de fluido 15 se mueven lateralmente hacia fuera desde el pozo de inyección 6a, en dos direcciones mutuamente opuestas, primeramente hacia la base 40 y segundo hacia la superficie 42 del par de pozos de producción 9, conforme se expanden los puntos de entrada de fluido 17, 18, y la zona quemada 2. (Comparar Figura 1, y Figura 4) . Este proceso continúa hasta que las zonas de drenaje de fluido 15 alcanzan la base 40 y la superficie 42, que se presentará aproximadamente el mismo tiempo si el pozo inyector 6a se coloca en el punto medio a lo largo del pozo horizontal 8 del par de pozos de producción 9. De manera importante, el banco de petróleo 24, que protege el pozo horizontal 8 de la exposición a oxígeno, se ensancha con petróleo 3, como se muestra en la Figura 4 que drena desde las regiones de drenaje 15 al pozo horizontal en los puntos 17, 18. Una vez que se alcanzan los puntos finales de la base 40 y la superficie 42 por los puntos de drenaje 17, 18, se debe reducir o detener la velocidad de inyección de gas oxidante para impedir una sobre presión del depósito que provocará ya sea fracturación del depósito, o forzara la entrada de oxígeno en el pozo horizontal 8.

Específicamente, el ingreso de oxígeno o gas que contiene oxígeno en el pozo horizontal 8 o pozo vertical 10 se va a prevenir debido aquel otro modo el petróleo 3 en el mismo será capaz de quemarse o explotar, provocando de este modo muy altas temperaturas que pueden dañar el par de pozos de producción 9 y provocar bastante formación de coque que puede taponear el par de pozos de producción 9. Una manera de controlar la temperatura y la presión en el pozo horizontal 8 (y de esta manera también el pozo vertical 10) es continuar la circulación de vapor o gas no oxidante a través de la tubería del agujero de pozo (no mostrada, pero descrita anteriormente) que se uso para precalentar el pozo horizontal 8. Son adecuadas velocidades muy bajas de vapor, típicamente de 1-10 m3/d. Una sarta de termopares (no mostrada) colocada a lo largo de tubería (no mostrado) en el pozo horizontal 8 alertará a los operadores que se necesitan incrementar las velocidades de vapor para reducir la temperatura del pozo horizontal 8.

La provisión de tubería en el pozo horizontal 8, además de permitir la provisión de vapor para precalentar el agujero de pozo horizontal 8 y áreas circundantes del agujero de pozo horizontal 8 y para iniciar la comunicación para fluidos entre el depósito 20 y el pozo horizontal 8, también se puede usar de manera ventajosa para suministrar un diluyente al petróleo 3 en el agujero de pozo horizontal 8, y en particular un diluyente de hidrocarburo tal como VAPEX, solventes de hidrocarburos o nafta, o alternativamente C02, como se sugiere en la solicitud co-pendiente de los Estados Unidos No. 20090308606 (solicitud de patente de los Estados Unidos No. 12/280,832), incorporada de este modo en la presente como referencia en su totalidad, y comúnmente asignada al cesionario de la presente invención. De forma ventajosa, la inyección de C02 en la tubería dentro del pozo horizontal 8 tiene las ventajas de no solo actúa como un diluyente al petróleo 3 que se recolecta dentro del pozo horizontal 8 y en la acumulación 24 que circunda el pozo horizontal 8, sino que sirve adicionalmente para presurizar ligeramente el pozo horizontal 8 y ayudar de este modo a impedir cualquier ingreso de gas oxidante 22, que si se permite entrar al pozo horizontal 8 después de la extracción hacia abajo de la capa de petróleo 24, puede crear una mezcla potencialmente explosiva con el petróleo 3 en el mismo.

Después de que se alcanzan simultáneamente la base 40 y la superficie 42 del pozo horizontal 8 por los frentes de drenaje 17, 18, empieza una nueva etapa de operación, la etapa de arrastre hacia abajo. De manera específica, en este punto del tiempo no habrá por más tiempo cantidades suficientes de gases de alta temperatura 5 producidos para proporcionar levantamiento por gas natural del petróleo 3 hacia la superficie 30 debido a que la longitud completa del pozo horizontal 8 estará cubierta por la capa 24 y sellada con petróleo 3. Por lo tanto, se requiere el bombeo de líquido o levantamiento por gas artificial para recuperar la gran acumulación de petróleo refinado caliente 3 que permanece en la base del depósito 20. La velocidad de inyección del gas oxidante 22 en el pozo inyector 6a entonces se ajusta para mantener una presión de inyección sustancialmente por abajo de la presión de fractura del depósito. Se prefiere una presión máxima de inyección de gas oxidante de menos de 70 % con respecto a la presión del depósito, y es más preferido menos de 50 % sobre la presión del depósito durante la etapa de arrastre hacia abajo. La etapa de arrastre hacia abajo es ventajosa debido a que son bajos los requisitos de gas comprimido y el gasto del compresor 71 que proporciona aire comprimido como el gas oxidante 22 se puede redirigir sustancialmente a nuevas operaciones que requieran inicialmente grandes volúmenes de gas oxidante 22. La relación de gas/petróleo es mucho menor durante la etapa de arrastre hacia abajo lo que refuerza la eficiencia total de energía de este proceso. Para arenas impregnadas de Athabasca, la relación acumulativa de aire-petróleo puede ser tan baja como 715:1 (m3 de aire/m3 de petróleo) .

El proceso se caracteriza por una operación muy fácil y consistente con factores de recuperación de petróleo de hasta 80 %, y reduce al mínimo el ciclo térmico de los productores lo que conduce a fallas frecuentes del agujero de pozo en procesos de vapor tal como drenaje por gravedad asistido con vapor (SAGD, por sus siglas en inglés) .

En situaciones donde existe una pobre permeabilidad del depósito, puede ser necesario usar una pluralidad de pozos de inyección de gas oxidante 6a, 6b, como se muestra en la Figura 4 y adaptar por consiguiente el método de la presente invención. Por consiguiente, en una refinación adicional de la presente invención, en los frentes de combustión 50 que prosiguen una distancia específica desde el pozo inyector original de gas oxidante 6a, los pozos inyectores adicionales de gas oxidante 6b, (completados en lados mutuamente opuestos del pozo inyector 6a) se pueden proporcionar cada uno adicionalmente con, después de que los frentes de combustión han progresado hacia fuera más allá de ellos, como se muestra en la Figura 4, con gas oxidante (aire) 22 mediante el compresor 71 para la inyección en el depósito 20 para asegurar que los frentes de combustión 50 continúen avanzando hacia afuera en la dirección la base 40 y la superficie 42 del pozo horizontal y no fallen en avanzar y/o se lleguen a extinguir .

Los pozos inyectores adicionales 6b, como se muestra en la Figura 4, se pueden completar en lados opuestos del pozo inyector inicial 6a antes del comienzo inicial del proceso de la presente invención, o de manera alternativa se pueden perforar y completar en el proceso que se inicia durante un período de tiempo y que llegue ser aparente que los frentes de combustión 50 han avanzado a un punto donde están demasiado alejado del pozo inyector original 6a y requieren un suministro más inmediato y próximo de gas oxidante 22 a fin de que los frentes de combustión 50 progresen hacia fuera a lo largo del pozo horizontal 8 y continúe de este modo el proceso. El paso adicional de utilizar o completar los pozos adicionales de inyección de gas 6b se puede repetir, como sea necesario, cada uno en lados respectivos hacia afuera de pozos de inyección anteriormente completados 6b, hasta el momento en que los puntos de intersección 17, 18 de la zona de drenaje 15 alcancen respectivamente la porción base 40 y la porción de popel 42 del pozo horizontal 8.

En la modalidad más favorecida del presente proceso, se emplean múltiples inyectores de gas oxidante desde el comienzo.

Con referencia a la Figura 5, los 5 inyectores de gas oxidante, 6a-6e, en un depósito de alquitrán 20 y espaciados como se indica en las posiciones como se indica donde x = longitud de pozo dividida por el número de inyectores. Este arreglo asegura que los frentes de combustión, cuya dirección de movimiento se indica por las flechas, se unen o alcanzan todos la base y la superficie todos al mismo tiempo. Si los inyectores se colocan mal, el proceso operará de la misma manera con todos los beneficios, pero se comprometerá algo la eficiencia energética. El petróleo 3 que cubre sobre el pozo horizontal lo aisla del oxígeno. En aproximadamente el tiempo en que los frentes de combustión alcanzan la base y superficie, los puntos de drenaje 17a-17e y 18a-18e se fusionarán y el pozo horizontal se cubrirá completamente con petróleo. Si la velocidad de inyección de aire se mantiene alta, habrá sobrepresión del depósito. Por lo tanto, se cambia el control operativo del control de flujo de gas a control de presión de gas. En consecuencia, de aquí en adelante, la velocidad de inyección de gas llega a ser muy disminuida, en tanto que el petróleo drenado extinguido sobre la sección inferior del depósito fluye hacia el pozo horizontal productor. Debido a la baja relación gas-petróleo durante esta etapa de arrastre hacia abajo, el petróleo se debe extraer por bombeo o levantamiento artificial.

En comparación con el uso de un pozo individual de inyección de gas oxidante, el uso de múltiples pozos reduce la cantidad de aire que se puede inyectar de forma segura en un inyector individual, pero incrementa el total inyectable con respecto a todos los inyectores, lo que incrementa en su mayor parte la velocidad de producción de petróleo .

Ejemplo 1 La Tabla 1 posterior da una lista de los parámetros de modelo numérico, usados en este ejemplo.

Simulador numérico: STARSMR 2009.1, Computer Modelling Group Limited Dimensiones de modelo: Longitud: 540 metros, 216 bloques de rejilla en 2.5 metros cada uno Ancho: 50 m, 20 bloques de rejilla de 2.5 metros cada uno con un elemento de simetría, que da un espaciado de agujero de pozo de 100 m Altura: 20 m, 20 bloques de rejilla de 1 metro cada uno .

Pozo horizontal de producción Un agujero de pozo horizontal discreto de 500 m extendido desde bloques de rejilla 9 a 208, dejando una zona de amortiguación de 20 metros en cualquier extremo del pozo horizontal. El diámetro interior del soporte horizontal fue 9 5/8 pulgadas (24.45 cm) . Una velocidad de vapor en la tubería de pozo horizontal y 10 m3/d (equivalente de agua) se mantuvo a todo lo largo de todas las pruebas, aunque este procedimiento es opcional.

Inyectores de Vapor y Gas Oxidante Se corrieron varios modelos que tienen 1-5 inyectores verticales colocados sobre el productor y se incorporaron en los bloques de rejilla 6-9 para pre-calentamiento con vapor (durante 3 meses) y en la parte superior 4 bloques de rejilla para inyección de aire. Las velocidades de aire por inyector iniciaron a 10,000 m3/d y se incrementaron a un máximo de 100,000 m3/d.

Tabla 1. Propiedades del depósito, propiedades de petróleo y control del pozo Corridas de Prueba Se llevaron a cabo siete corridas de simulación numérica: Los resultados se propusieron en la Tabla 2.

La corrida 1 fue para el proceso THAI de la patente Norteamericana '191 y para propósitos comparativos únicamente. Las corridas 2-7 son con inyectores de gas oxidante colocados sobre el pozo productor horizontal a lo largo de su longitud de modo que la distancia entre los puntos medios entre inyectores adyacentes o los extremos del productor son iguales. Los números de bloque de rejilla para las ubicaciones del inyector de aire fueron como sigue : Corrida 1. - 9 Corrida 2. - 109 Corrida 3. - 59, 158 Corrida 4.- 42, 109, 175 Corrida 5.- 29, 69, 109, 149, 188 Corrida 6.- 29, 69, 109, 149, 188 Se encontró que el drenaje de petróleo sobre el pozo horizontal 8 para cada pozo inyector se completó en un momento con esta configuración. Sin embargo, esta configuración de inyectores no es imperativa. La combustión también trabajó bien con orientaciones altamente asimétricas de inyectores . En comparación con la configuración del pozo de la patente Norteamericana '191 (el proceso "THAMR" ) , donde se coloca un solo inyector cerca de la base del productor horizontal y tiene un frente de drenaje individual, las corridas 2-7 tienen dos frentes de drenaje para cada inyector de aire.

Las corridas 1-6 tuvieron todas las mismas velocidades máximas de inyección de aire total, 100,000 m3/día, de modo que la eficiencia de cada corrida se puede comparar con la misma capacidad de compresor de aire. Para las Corridas con múltiples inyectores de aire, el aire total se dividió uniformemente entre los inyectores. Por ejemplo, la Corrida 2, el inyector individual 6a recibió todo el aire disponible, 100,000 m3/d, en tanto que la corrida 6, con 5 inyectores, recibió sólo 20,000 m3/d de aire por inyector. A fin de cuantificar los beneficios de incrementar la capacidad total de compresor de aire, en la Corrida 7 se incremento desde 100,000 a 300,000 m3/d total, proporcionando 60,000 m3/d de de aire en cada uno de los 5 inyectores. La velocidad de aire por pozo inyector se aumentó tipo rampa con el siguiente programa mensual hasta que se logró la velocidad máxima buscada de aire: 10,000 m3/d; 20,000, 33,333, 50,000, 70,000 y 100,000. Después de que se alcanzó toda la velocidad máxima deseada de aire, está velocidad se continuó hasta que el frente de combustión alcanzó simultáneamente la base y superficie del productor horizontal. En ese punto, los puntos de salida para el gas de combustión en el pozo horizontal se llegaron a sellar por la capa de petróleo que cubre el pozo horizontal y fue necesario controlar la velocidad de aire mediante la presión de inyección, de otro modo, se habría excedido la presión de fractura. Se seleccionó una presión de inyección de 4,000 kPa, y esto fue suficiente para llenar la porosidad del petróleo productor. Los requisitos de aire después de que el frente alcanzó la base y superficie del productor se redujeron en su mayor parte desde el máximo buscado y de este modo se llevó a reducir la relación de aire/petróleo.

"Velocidad pico del petróleo" se refiere a la velocidad más alta de petróleo lograda en una Corrida. Para las Corridas con 1 o 2 inyectores de aire.

Tabla 2. Resultados de simulación numérica ?Resultados para el proceso THAI no son parte de la presente invención .

Comparando las Corridas 1 y 2, hubo dos beneficios principales. Primero, la Corrida 2 dio una velocidad mucho mayor de petróleo después del primer año de operación: 47 m3/d versus 28 m3/d para THAI, para el mismo costo capital de inyector y el mismo costo de velocidad de compresión de aire. Esto es muy importante a la economía de la producción de petróleo y se logró al mover simplemente el inyector de aire a una diferente ubicación con relación a THAI. Segundo, la relación aire/petróleo fue sustancialmente menor en la Corrida 2, 1023 en lugar de 1291. Un mayor costo de operación de los procesos de combustión es el costo de la energía de compresión de aire y esto fue por consiguiente menor por 20 % [es decir (1291-1023) /1291] usando un inyector central individual en comparación con THAI . Adicionalmente a los beneficios de altas velocidades temprana de petróleo y bajo costo energético, el uso de un inyector central proporcionó un mayor factor de recuperación de petróleo (por ciento de petróleo original en lugar de lo que se recupera) .

El uso de múltiples inyectores de aire colocados sobre el pozo horizontal productor se representa en las Corridas 3-6. Conforme se incrementa el número de inyectores, se logran beneficios adicionales de altas velocidades de producción temprana de petróleo, alcanzando 90 m3/d con 5 inyectores. También, se mejora sustancialmente la eficiencia energética del proceso con múltiples inyectores, alcanzando 764 m3 de aire/m3 de petróleo para una mejora de 25 % en comparación con un inyector individual central de aire. Comparando la Corrida 6 y la Corrida 7, ambas Corridas tienen 5 pozos inyectores y es la única diferencia es la velocidad de inyección de aire. Al incrementar la velocidad de aire desde 20,000 m3/d-pozo a 60,000 m3/d-pozo, se logra un mayor beneficio en la velocidad temprana de petróleo y la velocidad pico de petróleo, aunque a una ligera reducción de la eficiencia energética. Comparando la Corrida 7 con la Corrida 1 (técnica anterior) , que emplea 5 inyectores de aire y 3 veces la velocidad pico de aire incrementó la velocidad de petróleo de primer año por 5.57 veces.

Los expertos en la técnica serán capaces de seleccionar la combinación óptima de velocidad de aire y el número óptimo de inyectores de aire para un ambiente específico de depósito de negocio, factorizando parámetros tal como las proporciones de electricidad (para compresión de aire) y los costos de perforación de pozos verticales. Se debe señalar que se puede perforar un llamado pozo horizontal "SMART" desde la misma almohadilla de perforación como el pozo horizontal en el presente proceso para inyección de aire en varios puntos en la porción superior del depósito. En los pozos SMART hay secciones perforadas individuales y cada una está aislada con obturadores anulares y tienen su propia sarta separada de tubería de la superficie lo que permite se distribuyan volúmenes específicos de aire a cada sección perforada. Un pozo SMART puede ser ventajoso para casos donde hay un lago u otro impedimento en la superficie terrestre sobre el depósito que impida la perforación de pozos verticales de inyección de aire.

En tanto que se han descrito anteriormente varias modalidades particulares de la presente invención, se va a entender que son posibles otras modalidades dentro del alcance de la invención y se propone que se incluyan en la presente. Ahora será claro para una persona experta en la técnica que son posibles varias modificaciones a esta invención, no mostradas, sin apartarse del alcance de la invención como se ejemplifica por los ejemplos de la presente. Para una definición completa del alcance de la invención, se tiene que hacer referencia a las reivindicaciones anexas.

Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la presente invención, es el que resulta claro a partir de la presente descripción de la invención.

Claims

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

1. Un proceso mejorado de combustión in si tu para reducir la viscosidad de petróleo contenido en un depósito que contiene petróleo y para recuperar este petróleo, junto con gases de combustión, desde el depósito, proceso que no emplea uno o más pozos separados de desfogue de gases de combustión, caracterizado porque comprende: (a) proporcionar al menos un pozo de producción que tiene una porción sustancialmente vertical que se extiende hacia abajo en el depósito, y que tiene una porción de soporte horizontal en comunicación para fluidos con la porción vertical y que se extiende horizontalmente hacia afuera de la misma, la porción de soporte horizontal completada relativamente baja en el depósito; (b) proporcionar al menos un pozo de inyección en una región intermedia a extremos opuestos de la porción de soporte horizontal y en relación espaciada a la porción de soporte horizontal y colocado de manera sustancialmente directa por arriba de la porción de soporte horizontal y en alineación vertical sustancial con ésta, para inyectar un gas oxidante en el depósito por arriba de la porción de soporte horizontal y en una región intermedia de extremos mutuamente opuestos de la porción de soporte horizontal; (c) inyectar un gas oxidante a través del por lo menos un pozo de inyección e iniciar la combustión de hidrocarburos en el depósito próxima al depósito de inyección para establecer al menos uno o más frentes de combustión por arriba de la porción de soporte horizontal, el uno o más frentes de combustión que provocan que el petróleo en el depósito llegue a tener una viscosidad reducida por arriba de la porción de soporte horizontal y drene hacia abajo en la porción de soporte horizontal; (d) permitir que los gases de combustión de alta temperatura junto con el petróleo de viscosidad reducida se recolecten conjuntamente en la porción de soporte horizontal; y (e) extraer los gases de alta temperatura y el petróleo hacia la superficie; y (f) separar en la superficie del pozo horizontal o en la superficie, el petróleo de los gases de combustión de alta temperatura.

2. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el por lo menos un pozo de inyección inyecta gas oxidante en la formación mediante el por lo menos un pozo de inyección a una presión menor de la fracturación.

3. El proceso de conformidad con la reivindicación 1 o 2, caracterizado porque el por lo menos un pozo de inyección comprende al menos un pozo de inyección vertical situado a lo largo de una longitud del pozo horizontal e intermedio a extremos mutuamente opuestos del mismo, que se extiende hacia abajo desde la superficie hacia la porción de soporte horizontal, y . en la inyección de gas oxidante e ignición del mismo, el pozo de inyección suministra gas oxidante a por lo menos dos frentes de combustión cada uno que se mueven direcciones opuestas hacia afuera del pozo de inyección vertical y en una dirección a lo largo de la porción de soporte horizontal del pozo de producción.

4. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, 2, o 3 caracterizado porque una pluralidad de pozos de inyección verticales se colocan por arriba y a lo largo de una longitud del pozo horizontal, y se inicia un frente de combustión en cada pozo de inyección que progresa hacia afuera desde cada pozo de inyección en direcciones opuestas, a lo largo de una línea del pozo horizontal.

5. El proceso de conformidad con la reivindicación 1 o 2, caracterizado porque el por lo menos un pozo de inyección comprende un pozo de inyección horizontal que se extiende tanto por arriba como a lo largo de la porción de soporte horizontal del pozo de producción, para inyectar gas oxidante por arriba de la porción de soporte horizontal del pozo de producción.

6. El proceso de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque el por lo menos un pozo de inyección inyecta gas oxidante en la formación en una pluralidad de ubicaciones por arriba de la porción de soporte horizontal, para establecer al menos un par de frentes de combustión en cada ubicación que avanzan lateralmente hacia afuera desde cada ubicación en direcciones opuestas a lo largo de la porción de soporte horizontal del pozo de producción en una dirección a lo largo de la porción de soporte horizontal del pozo de producción.

7. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los gases calientes de combustión se usan subsiguientemente para calentar agua.

8. El proceso de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque el agua calentada se usa subsiguientemente para producir vapor para uso en la producción de energía eléctrica usando turbinas.

9. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los gases de combustión de alta temperatura se usan o queman adicionalmente para producir electricidad usando turbinas de gas y turbinas de vapor.

10. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-9, caracterizado porque se coloca una tubería dentro de la porción de soporte horizontal del pozo de producción, y en la misma se inyecta un medio seleccionado del grupo de medios que comprenden agua, vapor, gas no oxidante incluyendo C02, diluyente de hidrocarburo y mezclas de esto.

11. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el diámetro interior de la porción de soporte horizontal del pozo de producción es mayor de 3 pulgadas (7.62 cm) .

12. El proceso de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque el diámetro interior de la porción de soporte horizontal del pozo de producción es mayor de 5 pulgadas (12.7 cm) .

13. El proceso de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque el diámetro interior de la porción de soporte horizontal del pozo de producción es mayor de 7 pulgadas (17.78 cm) .

14. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-6 y 10, caracterizado porque el gas oxidante contiene oxígeno y C02.

15. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-6, caracterizado porque la presión de inyección de gas oxidante se limita a un máximo de menos de 50 % con respecto a la presión del depósito al ajustar la velocidad de inyección de gas oxidante.

16. Un proceso mejorado de combustión ín situ para reducir la velocidad de petróleo contenido en un depósito que contiene petróleo y para recuperar este petróleo, junto con gases de combustión, desde el depósito, proceso que no emplea uno o más pozos separados de desfogue de gases de combustión, caracterizado porque comprende: (a) perforar al menos un pozo de producción que tiene una porción sustancialmente vertical que se extiende hacia abajo en el depósito y que tiene una porción de soporte horizontal en comunicación para fluidos con la porción vertical y que se extiende horizontalmente hacia afuera desde la misma, la porción de soporte horizontal completada relativamente baja en el depósito; (b) perforar al menos un pozo de inyección localizado directamente por arriba de la porción de soporte horizontal y en alineación vertical sustancial con ésta, colocado o extendiéndose intermedio a extremos opuestos de la porción de soporte horizontal; (c) inyectar un gas oxidante en el depósito mediante el por lo menos un pozo de inyección en una ubicación por arriba de la porción de soporte horizontal e intermedia a extremos opuestos de la porción de soporte horizontal ; (d) iniciar la combustión in situ en el depósito próximo al pozo de inyección para formar al menos un par de frentes de combustión que se extienden verticalmente, que avanza lateralmente en direcciones opuestas a lo largo de la porción de soporte horizontal, estos frentes de combustión que provocan que el petróleo en la formación llegue a tener una viscosidad reducida para drenarse hacia abajo en la porción de soporte horizontal; (e) recolectar los gases de combustión de alta temperatura junto con el petróleo de viscosidad reducida en el soporte horizontal; y (f) extraer gases de alta temperatura y petróleo hacia la superficie; y (g) separar en la superficie del pozo horizontal o en la superficie, el petróleo de los gases de alta temperatura.

17. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque el paso de perforar al menos un pozo de inyección comprende perfora al menos un pozo de inyección vertical intermedio a extremos opuestos de la porción de soporte horizontal, y el paso de iniciar la combustión in situ comprende inicial la combustión próxima a al menos un pozo de inyección vertical para formar el menos un par de frentes de combustión que se extienden verticalmente, que abrazan lateralmente en direcciones opuestas a lo largo de la porción de soporte horizontal.

18. El método de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque el paso de perforación de al menos un pozo de inyección vertical comprende perforar una pluralidad de pozos de inyección verticales, y el paso de iniciar la combustión in situ comprende inicial la combustión próxima a uno de la pluralidad de pozos de inyección verticales situados a lo largo de la porción de soporte horizontal e intermedia a extremos opuestos de estos, para formar de este modo un par de frentes de combustión que se extienden verticalmente, que basa lateralmente en direcciones opuestas a lo largo de la porción de soporte horizontal, y en el par de frentes de combustión que se extienden verticalmente, que avanzan respectivamente y lateralmente a lo largo del agujero del pozo horizontal más allá de uno adicional de la pluralidad de pozos de inyección, se inyecta gas oxidante en el depósito en uno adicional de los pozos de inyección.

19. El método de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque el paso de perforar al menos un pozo de inyección comprende perforar una pluralidad de pozos de inyección verticales directamente por arriba de la porción de soporte horizontal y en alineación con esta y colocado intermedio a extremos opuestos de la porción de soporte horizontal, el paso de iniciar la combustión in situ comprende iniciar la combustión próxima a cada uno de la pluralidad de pozo de inyección verticales para formar de este modo pares de frente de combustión que se extienden verticalmente , que avanzan lateralmente en direcciones opuestas a lo largo de la porción de soporte horizontal y hacia afuera de cada uno de la pluralidad de pozos de inyección verticales.

20. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque el paso de perforar al menos un pozo de inyección comprende perforar un pozo de inyección directamente por arriba de la porción de soporte horizontal y en alineación con esta y que se extiende intermedio a extremos opuestos de la porción de soporte horizontal, el paso de inyectar un gas oxidante en el depósito que comprende inyectar el gas oxidante en el pozo de inyección y en la formación en ubicaciones por arriba de las porciones de soporte horizontales y a lo largo de la porción de soporte horizontal intermedio a extremos opuestos de la porción de soporte horizontal; el paso de iniciar la combustión in siüu comprende iniciar la combustión próxima a cada una de las ubicaciones situadas por arriba y a lo largo de la porción de soporte horizontal para formar en cada ubicación pares de frente de combustión que avanzan lateralmente en direcciones opuestas a lo largo de la porción de soporte horizontal y hacia afuera de cada una de estas ubicaciones.

21. Un proceso mejorado de combustión in situ para reducir la viscosidad de petróleo contenido en un depósito que contiene petróleo y recuperar este petróleo, junto con gases de combustión, desde el depósito, proceso que no emplea uno o más pozos separados de desfogue de gases de combustión, caracterizado porque comprende: (a) proporcionar al menos un pozo de producción que tiene una porción sustancialmente vertical que se extiende hacia abajo en el depósito y que tiene una porción de soporte horizontal en comunicación para fluidos con la porción vertical y que se extiende horizontalmente hacia afuera de la misma, la porción de soporte horizontal completada relativamente baja en el depósito; (b) proporcionar una pluralidad de pozos verticales de inyección colocados directamente por arriba de la porción de soporte horizontal y en alineación vertical sustancial con esta, extendiéndose hacia bajo hacia la porción de soporte horizontal; (c) inyectar un gas oxidante en el depósito mediante al menos dos de los pozos verticales; (d) iniciar la combustión in situ en el depósito próximo a al menos dos pozos de inyección verticales para formar en cada pozo de inyección un par de frentes de combustión que se extienden verticalmente que avanzan lateralmente en direcciones opuestas a lo largo de la porción de soporte horizontal y está fuera de cada uno de al menos 2 pozos de inyección verticales, los frentes de combustión que provocan que petróleo en la formación llegue a tener una viscosidad reducida y se drene hacia abajo en la porción de soporte horizontal; (e) recolectar los gases de combustión de alta temperatura junto con el petróleo de viscosidad reducida en el soporte horizontal; y (f) extraer posteriormente los gases de alta temperatura y el petróleo hacia la superficie; y (g) separar en la superficie el petróleo de los gases de alta temperatura.