MX2013002068A

MX2013002068A - Metodo y aparato para tratar termicamente un deposito de petroleo.

Info

Publication number: MX2013002068A
Application number: MX2013002068A
Authority: MX
Inventors: Eugeny Nikolaevich Alexandrov; Dmitry Anatoljevich Lemenovski; Zdenek Koller
Original assignee: Tctm Ltd
Priority date: 2010-08-24
Filing date: 2010-08-24
Publication date: 2013-06-28
Also published as: WO2012025150A1; EP2646646A1; AP2013006781A0; US9388677B2; MY165508A; US20130206400A1; CN103180543A; EA024412B1; SA111320710B1; BR112013004260B1; EA201390290A1; AU2010359821B2; AU2010359821A1; EP2646646B1; BR112013004260A2

Abstract

Se proporciona un método y un aparato para tratar térmicamente de manera continua un depósito de petróleo, en particular un método y un aparato para tratar térmicamente un depósito de petróleo al introducir por separado una primera composición y una segunda composición en un pozo de petróleo y poner en contacto la primera composición y la segunda composición en una zona productiva del depósito de petróleo para iniciar una reacción química que produce calor y gases. Con el método y el aparato de acuerdo con la presente invención se hace posible introducir simultáneamente las composiciones en el pozo de petróleo y extraer el petróleo resultante y la mezcla que contiene petróleo a través del mismo pozo de petróleo. Para esto, un dispositivo de sellado como un obturador, y por lo menos una tubería son dispuestos en el pozo de petróleo de tal manera que el dispositivo de sellado se coloca en la zona productiva del depósito de petróleo y que las aberturas en la cubierta del pozo de petróleo se localizan arriba y abajo del dispositivo de sellado y la tubería se extiende a través del obturador y comprende por lo menos una abertura abajo del obturador, en donde el obturador sella el espacio anular entre el exterior de la tubería y el interior de la tubería del pozo de petróleo de modo que se proporcionan dos pasajes de fluido que no tienen conexión de fluido dentro del pozo de petróleo. El tratamiento térmico se logra al introducir por separado la primera composición y la segunda composición en el pozo de petróleo a través de los pasajes de fluido resultantes, iniciando una reacción química al poner en contacto las composiciones en la zona productiva del depósito de petróleo. La reacción química se puede mantener al introducir por lo menos una de las dos composiciones y el petróleo o la mezcla que contiene petróleo resultante se puede extraer al mismo tiempo a través del pozo de petróleo.

Description

MÉTODO Y APARATO PARA TRATAR TÉRMICAMENTE UN DEPÓSITO DE PETRÓLEO Antecedentes de la Invención La invención se dirige a un método y un aparato para tratar térmicamente un depósito de petróleo, en particular a un método y un aparato para tratar térmicamente un depósito de petróleo al introducir por separado una primera composición y una segunda composición en un pozo de petróleo y poner en contacto la primera composición y la segunda composición en una zona explotable del depósito de petróleo para iniciar una reacción química que produce calor y gases .

El método y el aparato de acuerdo con la presente invención son especialmente útiles para extraer petróleo (en lo sucesivo también nombrado como "petróleo crudo" o simplemente "petróleo") de depósitos de petróleo cubiertos por agua.

La extracción de petróleo de un depósito de petróleo inicia usualmente con métodos de recuperación utilizando una presión subterránea en el depósito de petróleo la cual impulsará al petróleo hacia la superficie. Durante la vida útil del pozo de petróleo, la presión disminuye y se vuelve necesario utilizar otros métodos de extracción tal como el uso de bombas o la inyección de agua, gas natural u otros gases en el pozo de petróleo para traer el petróleo a la superficie. Después de que estos métodos de recuperación ya no son efectivos, el depósito de petróleo aún contiene usualmente cantidades considerables de petróleo que está encerrado en pequeñas cavidades o poros de las formaciones rocosas o arenosas.

Para recuperar también estas cantidades restantes de petróleo se utilizan métodos terciarios de recuperación de petróleo los cuales tienen principalmente el propósito de reducir la viscosidad del petróleo. Un método común es inyectar vapor caliente en el pozo de petróleo para calentar el petróleo y de esta manera reducir su viscosidad. Sin embargo, este método es eficiente solo hasta una profundidad de aproximadamente 1 km ya que de otra manera el vapor caliente se enfriará antes de alcanzar la zona explotable. Además, con este método son necesarios de 3 a 5 meses de inyección de vapor caliente para calentar la zona explotable. Para producir el vapor caliente se utiliza de 20 a 30% del petróleo extraído de modo que la eficiencia de este método es limitada.

La inyección de vapor caliente en el pozo de petróleo se utiliza por ejemplo en el método de SAGD (drenaje por gravedad asistido con vapor) . Este método se utiliza especialmente en Canadá para extraer petróleo de las arenas petrolíferas canadienses. En el método de SAGD, dos pozos de petróleo horizontales, paralelos en una longitud de hasta aproximadamente 200 m son perforados en la zona explotable del depósito de petróleo, uno de aproximadamente 4 a 6 metros arriba del otro. En el pozo superior se inyecta vapor caliente y el petróleo crudo o betún calentado que fluye fuera de la formación, junto con algo de agua de la condensación del vapor inyectado es recolectado por el pozo inferior de los pozos de petróleo horizontales y es bombeado hacia la superficie. Como resultado del incremento de temperatura en el área calentada del depósito de petróleo, la viscosidad del petróleo crudo o betún pesado se reduce lo cual permite que fluya descendentemente dentro del orificio del pozo inferior. Se pueden generar fracturas adicionales en la formación como resultado de la expansión térmica diferencial lo que mejora adicionalmente el flujo de petróleo al orificio del pozo inferior.

Una de las desventajas principales del método de SAGD son los altos costos para la producción del vapor caliente. Se necesita hasta aproximadamente de 20 a 30% del petróleo extraído para su producción. Además, como ya se mencionó anteriormente, la inyección de vapor caliente es eficiente solo hasta una profundidad de aproximadamente 1 km ya que de otra manera el vapor caliente se enfriará antes de alcanzar la zona explotable. Además, se necesita una gran cantidad de agua y grandes instalaciones de reciclaje de agua, en donde algunas veces la disponibilidad del agua es un factor limitante.

Alternativamente, se pueden inyectar surfactantes o solventes en el pozo de petróleo para lixiviar el petróleo. Sin embargo, estos métodos tienen las desventajas de que el petróleo extraído será contaminado por esos productos químicos de modo que son necesarios esfuerzos y costos adicionales para recuperar el petróleo.

Un método terciario de recuperación de petróleo adicional, se caracteriza porque se inicia una reacción química en la zona explotable del depósito de petróleo para producir gases calientes los cuales llevarán a cabo el calentamiento del petróleo en la zona explotable para reducir su viscosidad y apoyarán la recuperación de petróleo al incrementar la presión en el pozo de petróleo.

En las solicitudes de patente rusas RU 2 100 583 Cl, RU 2 126 084 Cl y RU 2 153 065 Cl se dan a conocer composiciones combustibles y oxidantes (FOC, por sus siglas en inglés) que son capaces de producir gases calientes después de iniciar una reacción química. Estas composiciones están proyectadas para introducirse en el pozo de petróleo de un depósito de petróleo para un tratamiento termoquímico de la zona explotable. Estas composiciones químicas son soluciones acuosas que contienen grandes cantidades de hasta 60% en masa o más de nitrato de amonio, NH4N03. Los otros componentes de estas FOC son por ejemplo glicerina, ácido nítrico, carbamida, permanganato de potasio, ácido acético, metacarborano de isopropilo y acetilsalicilato. Después de la inyección de las FOC en el pozo de petróleo se enciende al iniciar una explosión de detonador. La descomposición de 1 kg de FOC da por resultado la emisión de una cantidad de calor de aproximadamente 500-1000 kcal .

Estas FOC contienen un exceso de oxígeno y por lo tanto tienen un carácter oxidante sustancial, de modo que con la mezcla de petróleo se crea una composición explosiva. Además, las soluciones acuosas que contienen grandes cantidades de nitrato de amonio son explosivas si el contenido de agua está por abajo de una cantidad crucial de aproximadamente 16-18% en masa. Por lo tanto, considerando un manejo seguro de estas composiciones el contenido de agua es usualmente por arriba de 26-28% en masa. Sin embargo, al incrementar el contenido de agua se vuelve cada vez más difícil lograr una reacción estable con una alta producción de calor.

En el documento RU 2 194 156 Cl, las FOC contienen principalmente el producto de reacción de ácido nítrico con una alcanolamina, alquilamina o alquilpoliamina y hasta de 2.0 a 35.0% en masa de un nitrato inorgánico tal como nitrato de amonio, nitrato de potasio, nitrato de sodio o nitrato de calcio. Con esta composición, se logró un manejo más seguro ya que la cantidad de nitrato de amonio se podría reducir sustancialmente . Sin embargo, con la forma usual . de encender las FOC por medio de una explosión de detonador, por razones de seguridad solo se puede encender como máximo una masa de 1 a 2 toneladas. Después de la descomposición de la alimentación de FOC con una masa de 1 a 2 toneladas, la operación completa del suministro de FOC e inicio de la inserción de carga se tiene que repetir de modo que en un pozo de petróleo con una profundidad de 1 a 2 km no se pueden hacer reaccionar más de aproximadamente 10 toneladas de FOC al día. Si la profundidad del pozo de petróleo es aproximadamente de 3 a 4 km, la cantidad de FOC que se hace reaccionar al día con este método disminuye a aproximadamente 5 toneladas. Por lo tanto, se limita el grado de calentamiento de la zona explotable y de esta manera la eficacia de este método.

En el documento RU 2 224 103 Cl se describe un método y un dispositivo para el tratamiento termoquímico de una capa productiva. Al igual que en la técnica anterior mencionada previamente, una composición oxidante combustible que comprende nitrato de amonio y agua se bombea descendentemente dentro del pozo de petróleo y luego se. pone en contacto con un material de ignición. El dispositivo utilizado con estas composiciones y descrito en este documento comprende dos tubos dispuestos coaxialmente para introducir por separado las composiciones en el pozo de petróleo. Mediante el uso de dispositivos de sellado, se forma un recinto el cual encierra el material de ignición. En los extremos superior e inferior de este recinto, esta dispuestos pernos de cizallamiento que son capaces de abrir el recinto y permitir la ignición de la reacción química. Sin embargo, ni el método ni el dispositivo descritos en el documento RU 2 224 103 Cl son eficientes cuando se utilizan en formaciones petrolíferas cubiertas por agua ya que no permiten mantener una reacción estable y continua en la zona explotable del depósito de petróleo.

En el documento WO 2010/043239 Al, la descripción del cual se incorpora por este acto a manera de referencia, se describe un sistema químico de composiciones que disminuyen la viscosidad del petróleo las cuales desarrollan gases (GEOVDC, por sus siglas en inglés) para estimular la capa productiva de un depósito de petróleo para tratar térmicamente un depósito de petróleo. Estas composiciones son una composición que emite gas térmico (TGEC, por sus siglas en inglés) y un estabilizador iniciador de reacción (RIS, por sus siglas en inglés) . Al introducir por separado estas dos composiciones en el pozo de petróleo y ponerlas en contacto en la zona explotable del depósito de petróleo se inicia una reacción química que produce calor y desarrolla gases de modo que se mejora la extracción de petróleo (crudo) . Este sistema permite iniciar y mantener una reacción estable y continua de modo que las composiciones se puedan introducir continuamente incluso después de que se inició la reacción química. Se pueden hacer reaccionar hasta aproximadamente 100 toneladas al día de modo que se mejora la eficiencia del proceso de recuperación de petróleo.

En el documento O 2010/043239 Al se describen además diferentes aparatos para tratar térmicamente un depósito de petróleo mediante el uso de este sistema químico. Sin embargo, para proporcionar estos aparatos es necesario frecuentemente fabricar componentes específicos lo que incrementa los costos para el tratamiento térmico. Además, cuando se utilizan los métodos y aparatos descritos en este documento no es posible introducir las composiciones en el pozo de petróleo y extraer el petróleo o la mezcla que contiene petróleo resultante al mismo tiempo a través del mismo pozo de petróleo. Cuando se proyecta el tratamiento termoquímico y la extracción de petróleo simultáneos, es necesario utilizar un pozo de petróleo como un pozo de inyección y un segundo pozo de petróleo como un pozo productor lo que limita lá eficiencia de este método.

Por lo tanto, el objetivo de la presente invención es proporcionar un método y un aparato para tratar térmicamente un depósito de petróleo, especialmente un depósito de petróleo cubierto por agua, que sea simple y rentable en el uso y que permita un control flexible de los pasos para introducir y extraer material dentro o fuera del "pozo de petróleo.

Sumario de la Invención El objetivo anterior se resuelve al proporcionar un método para tratar térmicamente de manera continua un depósito de petróleo que comprende los pasos que consisten en: iniciar una reacción química que produce calor y gases para tratar térmicamente el depósito de petróleo para obtener petróleo extraíble o una mezcla que contiene petróleo extraíble al introducir por separado en un pozo de petróleo del depósito de petróleo una primera composición y una segunda composición a través de pasajes de fluido separados que se proporcionan en el pozo de petróleo y poner en contacto la primera composición y la segunda composición en la zona explotable del depósito de petróleo; mantener la reacción química en el depósito de petróleo al continuar la introducción de por lo menos una de la primera composición y la segunda composición; y extraer el petróleo o la mezcla que contiene petróleo resultante durante el paso que consiste en mantener la reacción química a través de un pasaje de fluido que se proporciona en el pozo de petróleo, en donde dentro del pozo de petróleo el pasaje de fluido utilizado para extraer el petróleo o la mezcla que contiene petróleo no tiene conexión fluida con ningún pasaje de fluido utilizado para continuar la introducción de por lo menos una de la primera composición y la segunda composición para mantener la reacción química.

El método de la presente invención se basa en el principio de que en la zona explotable de un depósito de petróleo que se trata térmicamente se inicia y se mantiene una reacción química que produce calor para el tratamiento térmico y preferiblemente también gases para promover el tratamiento térmico y la extracción de petróleo. Esta reacción química se inicia al poner en contacto dos composiciones (composiciones químicas) en la zona explotable del depósito de petróleo y se mantiene mediante la introducción continua de por lo menos una de estas dos composiciones .

Las dos composiciones se introducen por separado en el pozo de petróleo del depósito de petróleo y se ponen en contacto en la zona explotable del depósito de petróleo para iniciar la reacción química. Para esta introducción por separado de las dos composiciones se proporcionan por lo menos dos pasajes de suministro de fluido separados en el pozo de petróleo. Con estos pasajes de suministro de fluido separados, las dos composiciones se pueden introducir en el pozo de petróleo sin el contacto o mezcla antes de alcanzar la zona explotable.

Se menciona anteriormente, que con el método de acuerdo con la presente invención, el petróleo o la mezcla que contiene petróleo se extrae durante el paso que consiste en mantener la reacción química. Sin embargo, la intención es que con el método de acuerdo con la presente invención el petróleo o la mezcla que contiene petróleo se pueda extraer del mismo modo después de que se detuvo o interrumpió el paso que consiste en mantener la reacción química.

De acuerdo con una primera modalidad del método de la presente invención, dentro del pozo de petróleo los pasajes de fluido separados que se utilizan para introducir la primera composición y la segunda composición no tienen una conexión fluida, la primera composición y la segunda composición se pasan a través de las aberturas en la entubación del pozo de petróleo lo que permite el intercambio de fluidos entre el pozo de petróleo y el depósito de petróleo y la primera composición y la segunda composición se ponen en contacto fuera de la entubación del pozo de petróleo para iniciar la reacción química.

Con respecto a la primera modalidad del método de la presente invención, los pasajes de fluido separados que se utilizan para introducir la primera composición y la segunda composición y el pasaje de fluido utilizado para extraer el petróleo o la mezcla que contiene petróleo se proporcionan en el pozo de petróleo al disponer una o más tuberías cada una que comprende por lo menos una abertura en su sección de extremo distal de tal manera que la sección de extremo distal de cada una de una o más de las tuberías está localizada en la zona explotable del pozo de petróleo y al disponer un dispositivo de sellado en el petróleo de tal manera que las aberturas en la entubación del pozo de petróleo que permiten el intercambio de fluidos entre el pozo de petróleo y el depósito de petróleo están localizadas arriba y abajo del dispositivo de sellado y de tal manera que una tubería se extiende a través del dispositivo de sellado, de modo que por lo menos la abertura en, la sección de extremo distal de esta tubería se localiza abajo del dispositivo de sellado y el dispositivo de sellado tapa el espacio entre el lado exterior de la tubería que se extiende a través del dispositivo de sellado y el lado interior de la entubación del pozo de petróleo.

De acuerdo con una segunda modalidad del método de la presente invención, los pasajes de fluido separados que se utilizan para introducir la primera composición y la segunda composición tienen una conexión fluida en la zona explotable del pozo de petróleo (es decir el lado interior del pozo de petróleo) y la primera composición y la segunda composición se ponen en contacto en la zona explotable del pozo de petróleo (es decir el lado interior del pozo de petróleo) , en donde el método comprende además el paso que consiste en transferir la reacción química dentro del depósito de petróleo' al pasar las composiciones puestas en contacto a través de aberturas en la entubación del pozo de petróleo que permite el intercambio de fluidos entre el pozo de petróleo y el depósito de petróleo.

Con respecto a la segunda modalidad del método de la presente invención, los pasajes de fluido separados que se utilizan para introducir la primera composición y la segunda composición y el pasaje de fluido utilizado para extraer el petróleo o la mezcla que contiene petróleo se proporcionan en el pozo de petróleo al disponer dos tuberías cada una que comprende por lo menos una abertura en su sección de extremo distal de tal manera que la sección de extremo distal de cada tubería está localizada en la zona explotable del pozo de petróleo y al disponer un dispositivo de sellado en el pozo de petróleo de tal manera que las aberturas en la entubación del pozo de petróleo que permiten el intercambio de fluidos entre el pozo de petróleo y el depósito de petróleo están localizadas arriba y abajo del dispositivo de sellado y de tal manera que una de las dos tuberías se extiende a través del dispositivo de sellado de modo que por lo menos una abertura en la sección de extremo distal de esta tubería está localizada abajo del dispositivo de sellado y por lo menos la abertura en la sección de extremo distal de la otra tubería está localizada arriba del dispositivo de sellado y el dispositivo de sellado tapa el espacio entre el lado exterior de la tubería que se extiende a través del dispositivo de sellado y el lado interior de la entubación del pozo de petróleo.

En ambas modalidades del método de la presente invención, el petróleo o la mezcla que contiene petróleo que es el resultado del tratamiento térmico del depósito de petróleo se extrae a través de uno de los pasajes de fluido (en lo sucesivo también llamado "pasaje de extracción de fluido") proporcionados en el pozo de petróleo. Este pasaje de extracción de fluido se proporciona de tal manera que en el lado interior del pozo de petróleo no es posible una conexión fluida entre el pasaje de extracción de fluido y el pasaje de fluido o pasajes de fluido (en lo sucesivo también llamados "pasajes de suministro de fluido") utilizados para suministrar los fluidos o composiciones para iniciar y/o mantener la reacción química. Es decir, en el lado interior del pozo de petróleo el fluido extraído a través del pasaje de extracción de fluido no puede hacer contacto o mezclarse con el fluido o fluidos introducidos a través del (los) pasaje (s) de suministro de fluido.

Cuando se utiliza el método de la presente invención de acuerdo con la primera modalidad, solo es necesario proporcionar una tubería que está dispuesta de tal manera que se extiende a través del dispositivo de sellado, de modo que por lo menos la abertura en la sección de extremo distal de esta tubería está localizada abajo del dispositivo de sellado. Con esta ordenación, se proporcionan dos pasajes de fluido separados, un primer pasaje de fluido que es definido por el lado interior de la tubería y el lado interior de la entubación del pozo de petróleo abajo del dispositivo de sellado y un segundo pasaje de fluido que es definido por el lado interior de la entubación del pozo de petróleo arriba del dispositivo de sellado. Esto permite introducir por separado las dos composiciones y ponerlas en contacto fuera del pozo de petróleo en la zona explotable del depósito de petróleo para, iniciar la reacción química. Esto permite además extraer el petróleo o la mezcla que contiene petróleo durante el paso que consiste en mantener la reacción química ya que luego solo es necesario un pasaje de fluido para mantener la reacción química de modo que el otro de los dos pasajes de fluido se puede utilizar como el pasaje de extracción de fluido. Una disposición respectiva se puede derivar del aparato representado en la Figura 1 al omitir la tubería exterior 9.

Cuando se utiliza el método de la presente invención de acuerdo con la segunda modalidad donde las dos composiciones se ponen en contacto en la zona explotable del pozo de petróleo, es decir el lado interior del pozo de petróleo, y donde la reacción química luego se transfiere al interior del depósito de petróleo al pasar las composiciones puestas en contacto a través de aberturas en la entubación del pozo de petróleo, es necesario proporcionar además de la tubería mencionada anteriormente (es decir la primera tubería) una segunda tubería que está dispuesta de tal manera que por lo menos la abertura en su sección de extremo distal está localizada en la zona explotable del pozo de petróleo arriba del dispositivo de sellado .

Con esta ordenación de dos tuberías y un dispositivo de sellado se proporcionan tres pasajes de fluido en el pozo de petróleo. Uno de estos pasajes de fluido es definido por el lado interior de aquella tubería que se extiende a través del dispositivo de sellado. Como el dispositivo de sellado tapa el espacio entre el lado exterior de esta tubería y el lado interior de la entubación del pozo de petróleo, este pasaje no tiene conexión fluida con los otros pasajes de fluido y se puede utilizar como el pasaje de extracción de fluido.

Dos pasajes de fluido adicionales son definidos por el lado interior de la otra tubería y por el lado interior de la entubación del pozo de petróleo. Estos dos pasajes de fluido tienen una conexión fluida en la zona explotable del pozo de petróleo ya que en la sección de extremo distal de la otra tubería se proporciona por lo menos una abertura en la zona explotable. Estos dos pasajes de fluido se pueden utilizar como los pasajes de suministro de fluido.

De acuerdo con una modalidad específica del método de la presente invención, las dos tuberías están dispuestas coaxialmente definiendo una tubería interior y una tubería exterior, la tubería interior se extiende a través del dispositivo de sellado y define un primer pasaje de fluido (junto con el lado interior de la entubación del pozo de petróleo abajo del dispositivo de sellado) , un segundo pasaje de fluido es definido por un espacio anular entre el lado exterior de la tubería exterior y el lado interior de la entubación del pozo de petróleo y un tercer pasaje de fluido es definido por un espacio anular entre el lado exterior de la tubería interior y el lado interior de la tubería exterior. Una ordenación respectiva se representa en la Figura 1.

Sin embargo, también es posible disponer las dos tuberías paralelas en el pozo de petróleo en una ordenación ya sea separada o adyacente .

Estas ordenaciones que utilizan por lo menos dos tuberías permiten introducir por separado las dos composiciones o solo una composición y extraer por lo menos al mismo tiempo el petróleo o la mezcla que contiene petróleo a través del pasaje de fluido (pasaje de extracción de fluido) definido por el lado interior de la primera tubería que se extiende a través del dispositivo de sellado y el lado interior de la entubación del pozo de petróleo abajo del dispositivo de sellado.

Con el método de la presente invención es posible ya sea introducir por separado dos composiciones diferentes o introducir únicamente una composición, pero en cualquier caso extraer simultáneamente el petróleo o mezcla que contiene petróleo resultante a través del mismo pozo de petróleo.

Para proporcionar las aberturas en la entubación del pozo de petróleo que permiten el intercambio de fluidos entre el pozo de petróleo y el depósito de petróleo, la entubación se puede perforar o ranurar.

En esta modalidad específica en el paso que consiste en iniciar la reacción química, una de la primera composición y la segunda composición se introduce en el pozo de petróleo a través de uno del segundo pasaje de fluido y el tercer pasaje de fluido y la otra de la primera composición y la segunda composición se introduce en el pozo de petróleo a través del otro del segundo pasaje de fluido y el tercer pasaje de fluido y en el paso que consiste en extraer el petróleo o la mezcla que contiene petróleo resultante se extrae a través del primer pasaje de fluido.

El primer pasaje de fluido definido por el lado interior de la tubería interior proporciona una conexión fluida a aquella parte de la zona explotable del pozo de petróleo localizada abajo del dispositivo de sellado y a través de las aberturas en la entubación del pozo de petróleo también al depósito de petróleo. La tubería interior comprende por lo menos una abertura en su sección de extremo distal en donde esta abertura puede ser proporcionada por un extremo abierto de la tubería y/o por una sección de extremo distal perforada o ranurada de la tubería interior. La tubería interior se extiende a través del dispositivo de sellado de tal manera que por lo menos la abertura de la tubería interior esté localizada abajo del dispositivo de sellado y no esté presente una abertura arriba del dispositivo de sellado. Como este dispositivo de sellado se puede utilizar por ejemplo un empaque. El dispositivo de sellado o empaque tapa el espacio anular resultante entre el lado exterior de la tubería de entrada y el lado interior de la entubación del pozo de petróleo. Un fluido inyectado o extraído a través de su primer pasaje de fluido no se mezclará en el pozo de petróleo con ninguno de los fluidos inyectados o extraídos a través del segundo pasaje de fluido y el tercer pasaje de fluido.

El segundo pasaje de fluido y el tercer pasaje de fluido se proporcionan al insertar una tubería exterior de tal manera que la tubería exterior encierra la tubería interior. Es decir, la tubería interior y la tubería exterior se disponen de manera sustancialmente coaxial. La tubería exterior comprende por lo menos una abertura en su sección de extremo distal en donde esta abertura puede ser proporcionada por un extremo abierto de la tubería y/o por una sección de extremo distal perforada o ranurada de la tubería interior. Por lo menos la abertura de la tubería exterior está localizada arriba del empaque y preferiblemente cerca de las aberturas en la entubación del pozo de petróleo que está localizada del mismo modo en la zona explotable arriba del empaque.

Con el segundo pasaje de fluido y el tercer pasaje de fluido es posible introducir (suministrar) por separado dos diferentes fluidos en el pozo de petróleo sin mezclarlos antes de que alcancen la zona explotable del pozo de petróleo. En la sección de extremo distal de la tubería exterior donde se proporciona por lo menos la abertura, el fluido inyectado a través del segundo pasaje de fluido, es decir a través de la tubería exterior, pasa por lo menos la abertura en la sección de extremo distal de la tubería exterior y entra al tercer pasaje de fluido donde se inyecta el otro fluido.

La primera composición y la segunda composición son usualmente soluciones o suspensiones y se suministran po medio de bombas adecuadas. Como el bombeo de la primera composición y la segunda composición se continúa después de que hacen contacto en la zona explotable del pozo de petróleo, las composiciones mezcladas se pasan a través de las aberturas de la entubación del pozo de petróleo, localizadas arriba del empaque (el dispositivo de sellado) , dentro del depósito de petróleo, de modo que la reacción iniciada en la zona explotable del pozo de petróleo se transfiere al interior del depósito de petróleo para tratarlo térmicamente.

Como resultado del incremento de temperatura, la viscosidad del petróleo se reduce y se pueden generar fracturas en la formación lo que mejora la extracción del petróleo de modo que se obtiene petróleo o una mezcla que contiene petróleo que es capaz de penetrar a través de las aberturas en la entubación localizada abajo del empaque que es extraído a través del primer pasaje de fluido.

La reacción química en el depósito de petróleo se mantiene al continuar la introducción de por lo menos una de la primera composición y la segunda composición.

El método de la presente invención descrito anteriormente se caracteriza por los pasos que consisten en introducir las composiciones químicas, iniciar y mantener una reacción química en la zona explotable del depósito de petróleo y extraer el petróleo o la mezcla que contiene petróleo que es el resultado del tratamiento térmico.

De esta manera de acuerdo con una modalidad preferida, este método puede comprender además el paso que consiste en instalar en el pozo de petróleo del depósito de petróleo un aparato para tratar térmicamente un depósito de petróleo que comprende un dispositivo de sellado y una tubería que comprende por lo menos una abertura en su sección de extremo distal, en donde el dispositivo de sellado se coloca en la zona explotable del depósito de petróleo, de tal manera que las aberturas en la entubación del pozo de petróleo se localizan arriba y abajo del dispositivo de sellado; la tubería que comprende por l menos una abertura en su sección de extremo distal se dispone en el pozo de petróleo de tal manera que pasa a través del dispositivo de sellado de modo que por lo menos la abertura se localiza abajo del dispositivo de sellado y el dispositivo de sellado tapa el espacio anular resultante entre el lado exterior de la tubería y el lado interior de la entubación del pozo de petróleo en donde el lado interior de la tubería define un primer pasaje de fluido y el lado interior de la entubación del pozo de petróleo arriba del dispositivo de sellado define un segundo pasaje de fluido.

De acuerdo con una modalidad preferida adicional de este método, el aparato como se instaló anteriormente comprende además de la tubería pasada a través del dispositivo de sellado, es decir la primera tubería, una segunda tubería que comprende por lo menos una abertura en su sección de extremo distal que está dispuesta en el pozo de petróleo de tal manera que el extremo distal y por lo menos la abertura de la segunda tubería se colocan en la zona explotable arriba del dispositivo de sellado en donde el lado interior de la segunda tubería define un tercer pasaje de fluido y el aparato permite el intercambio de fluidos entre el segundo pasaje de fluido y el tercer pasaje de fluido en la zona explotable del pozo de petróleo. La primera tubería y la segunda tubería pueden estar dispuestas coaxialmente de modo que la primera tubería forme una tubería interior y la segunda tubería forme una tubería exterior. Sin embargo, también es posible disponer las dos tuberías paralelamente en el pozo de petróleo en una ordenación ya sea separada o adyacente .

En los pasos anteriores que consisten en instalar en el pozo de petróleo del depósito de petróleo un aparato para tratar térmicamente un depósito de petróleo, el dispositivo de sellado puede ser un empaque.

En el método de la presente invención, se prefiere además que el empaque se coloque en la zona explotable del pozo de petróleo en una sección o área la cual no comprende aberturas. Es decir, el empaque se instala en una sección que no está perforada o ranurada, en donde arriba y abajo de esta sección la entubación del pozo de petróleo comprende aberturas que permiten el intercambio de fluidos entre el pozo de petróleo y el depósito de petróleo.

Se prefiere además proporcionar pozos horizontales que estén localizados en la zona explotable del depósito de petróleo que está en conexión fluida con el pozo de petróleo. Estos pozos horizontales se pueden utilizar para distribuir mejor las composiciones introducidas en el pozo de petróleo y para recolectar el petróleo o mezcla que contiene petróleo resultante.

Para esto, por lo menos un par de pozos horizontales se perforan en la zona explotable de la formación que rodea el pozo de petróleo en donde cada par de pozos horizontales consiste de un pozo superior y un pozo inferior. El pozo superior y el pozo inferior del par de pozos horizontales están dispuestos de manera sustancialmente paralela entre sí, es decir están alineados de manera sustancialmente vertical o el pozo superior y el pozo inferior del par de pozos horizontales están dispuestos para acercarse entre sí. Es decir, con el aumento de la distancia del pozo de petróleo, los pozos superior e inferior casi horizontales se acercan entre sí terminando a una distancia de aproximadamente 0.4 a 0.5 m uno del otro. En una modalidad específica, el pozo superior y el pozo inferior cercanos se interceptan, preferiblemente en sus extremos distales.

Los pozos superiores de los pozos horizontales están dispuestos de tal manera que se encuentran en conexión fluida con aquella parte del pozo de petróleo localizada arriba del empaque y los pozos inferiores de los pozos horizontales están dispuestos de tal manera que se encuentran en conexión fluida con aquella parte del pozo de petróleo localizada abajo del empaque.

Cuando se utiliza la primera modalidad del método de acuerdo con la presente invención donde las dos composiciones se ponen en contacto fuera del pozo de petróleo, una de la primera composición y la segunda composición se suministra a través del canal de fluido definido por el lado interior de la tubería y el lado interior de la entubacion del pozo de petróleo abajo del dispositivo de sellado a los pozos inferiores de los pozos horizontales. La otra de las dos composiciones se suministra a través del canal de fluido definido por el lado interior de la entubacion del pozo de petróleo arriba del dispositivo de sellado a los pozos superiores de los pozos horizontales. En esta modalidad, se prefiere que el pozo superior y el pozo inferior del par de pozos horizontales estén dispuestos para aproximarse entre sí y se prefiere además que el pozo superior y el pozo inferior cercanos se intercepten, preferiblemente en sus extremos distales para formar una zona de reacción lejana del pozo de petróleo.

Es decir, cuando las dos composiciones entran en contacto ya sea a través de grietas entre el pozo superior y el pozo inferior cercanos o en el punto de intersección del pozo superior y el pozo inferior, se inicia la reacción química que produce calor y gases y se crea una zona de reacción lejana del pozo de petróleo. Esto permite reducir por una parte la carga térmica en la entubacion del pozo de petróleo y el dispositivo de sellado (como un empaque) y por otra parte permite tratar térmicamente un área más grande alrededor del pozo de petróleo.

Cuando se inicia la reacción química, es posible proporcionar únicamente solo una de las dos composiciones a través de uno de los dos pasajes de fluido para mantener la reacción química y de esta manera, para tratar térmicamente de manera continua el depósito de petróleo. En esa etapa del método, es posible extraer el petróleo o la mezcla que contiene petróleo resultante a través del otro de los dos pasajes de fluido.

Cuando se utiliza la segunda modalidad del método de acuerdo con la presente invención donde las dos composiciones se ponen en contacto dentro del pozo de petróleo y la reacción química se transfiere a través de « aberturas en la entubacion del pozo de petróleo dentro del depósito de petróleo, las composiciones puestas en contacto se pueden pasar a través de las aberturas en la entubacion del pozo de petróleo dentro de los pozos superiores de los pozos horizontales de modo que la reacción puede ser distribuida en un área grande del depósito de petróleo. Además, el petróleo o la mezcla que contiene petróleo resultante se puede extraer a través de los pozos inferiores de los pozos horizontales hasta el primer pasaje de fluido de modo que es posible recolectar el petróleo fuera de un área grande del depósito de petróleo.

La distancia entre el pozo superior y el pozo inferior del par de pozos horizontales en sus extremos próximos adyacentes al pozo de petróleo depende del espesor de la zona explotable y la estructura geológica de la capa petrolífera. Cuando se utiliza el método de la presente invención, la distancia entre el pozo horizontal superior y el pozo horizontal inferior puede ser de 1 a 12 m o incluso más grande. Como un intervalo preferido se puede definir una distancia de 3 a 6 m.

La longitud de los pozos horizontales es dependiente del mismo modo de la estructura geológica de la capa petrolífera de modo que pueden tener una longitud de hasta 200 m o incluso más grande y un intervalo preferido de hasta 100 m.

En el método de la presente invención, se prefiere utilizar como la primera composición una composición emisora de gas térmico (TGEC) que contiene compuestos químicos que producen calor y gases después de que la reacción química se inicia y utilizar como la segunda composición un estabilizador iniciador de reacción (RIS) que contiene compuestos químicos que inician la reacción química cuando se ponen en contacto con la TGEC.

Como esta TGEC y RIS, se pueden utilizar las composiciones descritas en el documento O 201Ó/043239 Al mencionado anteriormente, por ejemplo.

En el método de la presente invención en el paso que consiste en mantener la reacción química, cualquiera de ambas composiciones o solo una de estas dos composiciones se puede suministrar al depósito de petróleo. Cuando se logra una reacción estable en la zona explotable, se prefiere suspender la introducción de por lo menos una de la primera composición química o la segunda composición química y continuar la introducción de la otra de la primera composición química o la segunda composición química.

Por ejemplo, si la temperatura en el lugar de reacción está dentro o arriba del intervalo de aproximadamente 200-300°C, la introducción del RIS se puede interrumpir ya que a estas temperaturas la TGEC reaccionará de manera estable también sin una ignición adicional. Es decir, con la presente invención es posible mantener una reacción estable al bombear solo la TGEC dentro del pozo de •petróleo. Abajo de una temperatura de aproximadamente 180-200°C en la capa productiva, se puede iniciar nuevamente la inyección del RIS.

Cuando se suministra solo una composición, se prefiere proporcionar algún oxidante líquido como una solución o suspensión acuosa de uno o más de nitrato de amonio, nitrato de potasio, nitrato de sodio y nitrato de calcio ya que esos compuestos son relativamente económicos. Es decir, se prefiere agregar principalmente TGEC.

Si la temperatura en la zona explotable ha alcanzado un valor alto suficiente y si está presente suficiente oxígeno en la zona explotable, se puede iniciar una combustión in situ del petróleo en la zona explotable del depósito de petróleo. Si esta combustión in situ se estabiliza, ya no es necesario introducir la primera composición o la segunda composición introducida hasta ahora para continuar la producción de calor y gases. Es suficiente introducir aire como un oxidante para mantener esta combustión de petróleo in situ. El aire se puede introducir a través de cualquiera de los pasajes de fluido que no tienen conexión fluida con el (los) pasaje (s) de fluido utilizado (s) para extraer el petróleo o la mezcla que contiene petróleo. De esta manera, el aire se puede considerar como una de la primera composición y la segunda composición ya que se introduce para mantener la reacción química en el depósito de petróleo.

Con el método de la presente invención, es posible además invertir la dirección del flujo del petróleo o la mezcla que contiene petróleo en el área tratada del depósito de petróleo cuando se logra la reacción estable mencionada anteriormente y solo se necesita introducir una de las composiciones. Por esto, la composición se introduce a través del primer pasaje de fluido y el petróleo o la mezcla que contiene petróleo se extrae a través del segundo y/o tercer pasaje de fluido.

Esto permite además extraer cantidades más grandes de petróleo o mezcla que contiene petróleo ya que las áreas transversales del segundo pasaje de fluido y el tercer pasaje de fluido son usualmente más grandes que el área transversal del primer pasaje de fluido.

Para mejorar el control del método de la presente invención se puede medir la temperatura arriba y/o abajo del empaque. Por esto, uno o más sensores de temperatura se pueden instalar arriba y/o abajo del empaque.

Con el método de la presente invención, se pueden lograr temperaturas altas y presiones altas en el depósito de petróleo. En la mayoría de los depósitos de combustible, el agua está presente como resultado de métodos de recuperación que inyectan agua o vapor de agua, como el método de SAGD (drenaje por gravedad asistido con vapor) . Con el método de la presente invención, también es posible tratar térmicamente estos depósitos de petróleo cubiertos por agua. Como resultado de las altas temperaturas, se produce vapor de agua y con el incremento de la temperatura y la presión en el área tratada, este vapor de agua cambia sus características físicas, en donde por ejemplo la densidad y el poder solvente del vapor de agua incrementan.

Además, bajo el efecto de la alta temperatura y la presión incrementada ocurrirá el craqueo del petróleo lo que conduce a un enriquecimiento de fracciones volátiles ligeras del petróleo crudo. En esta etapa, la viscosidad se reduce en gran medida y la solubilidad de los gases en el petróleo y la solubilidad mutua del agua y el petróleo incrementa en gran medida. La mezcla de agua, petróleo y gases se vuelve más líquida (es decir menos viscosa) y de esta manera pasará más fácilmente al pozo de petróleo para la extracción.

Estos efectos se mejorarán adicionalmente cuando los componentes de la mezcla que contiene petróleo alcancen condiciones supercríticas . A continuación se proporciona una visión general corta de la temperatura crítica Tk y la presión crítica Pk de algunos de los compuestos que están presentes en la mezcla que contiene petróleo.

Cuando uno o más componentes de la mezcla que contiene petróleo alcanzan condiciones supercríticas, la eficiencia de la extracción de petróleo se mejora adicionalmente .

Esto es especialmente ventajoso en los depósitos de petróleo sumamente cubiertos por agua donde una alta cantidad de agua está presente en el área alrededor del pozo de petróleo lo cual reduce la eficiencia de los métodos de recuperación utilizados usualmente . Incluso en estos depósitos de petróleo, el método de la presente invención permite la extracción eficiente de petróleo ya que la alta temperatura y presión se genera directamente en la capa petrolífera. Esto da por resultado una viscosidad reducida del petróleo y un poder solvente mejorado del agua presente en el depósito de petróleo. Además, el estrés térmico del pozo de petróleo, es decir la entubación del pozo de petróleo, y los componentes introducidos en el pozo de petróleo para llevar a cabo el tratamiento térmico se pueden mantener pequeños ya que estos componentes son enfriados por los fluidos introducidos continuamente.

Si el aluminio en forma de partículas o granulos finos de aluminio o una aleación de aluminio se introduce como una de las composiciones, este aluminio reaccionará en la zona explotable del depósito de petróleo con el agua, preferiblemente agua acida, para producir hidrógeno gaseoso. Cuando adicionalmente la temperatura en el área tratada del depósito de petróleo se incrementa arriba de aproximadamente 300 a 350 °C y se alcanza una presión suficientemente alta (aproximadamente de 70 a 200 bares) , el petróleo en el depósito de petróleo se sujeta a un proceso de hidrocraqueo .

Con este proceso de hidrocraqueo, la viscosidad del petróleo en el depósito de petróleo tratado se reduce considerablemente ya que las moléculas de hidrocarburo más complejas se descomponen a moléculas de hidrocarburo más simples. Un efecto benéfico adicional del uso del aluminio o aleaciones de aluminio en este proceso es la reducción de la cantidad de agua presente en el depósito de petróleo.

Este proceso de hidrocraqueo puede ser apoyado adicionalmente por la adición de catalizadores de metal adecuados tales como sales de metal de Mn, Fe, Cr, Co, Ni o V.

La presente invención comprende además un aparato para tratar térmicamente un depósito de petróleo al introducir por separado una primera composición y una segunda composición en un pozo de petróleo y poner en contacto la primera composición y la segunda composición en una zona explotable del depósito de petróleo para iniciar una reacción química que produce calor y gases, en donde en la zona explotable una entubación del pozo de petróleo comprende aberturas para permitir el intercambio de fluidos entre el pozo de petróleo y el depósito de petróleo, que comprende : un dispositivo de sellado que se coloca en la zona explotable del depósito de petróleo, de tal manera que las aberturas en la entubación del pozo de petróleo se localizan arriba y abajo del dispositivo de sellado; una entubación que comprende por lo menos una abertura en su sección de extremo distal que está dispuesta en el pozo de petróleo y que pasa a través del dispositivo de sellado de tal manera que por lo menos la abertura está localizada abajo del dispositivo de sellado y el dispositivo de sellado tapa el espacio anular resultante entre el lado exterior de la tubería y el lado interior de la entubación del pozo de petróleo, en donde el lado interior de la tubería define un primer pasaje de fluido y el lado interior de la entubación del pozo de petróleo arriba del dispositivo de sellado define un segundo pasaje de fluido.

Con este aparato es posible introducir por separado dos fluidos a través del pozo de petróleo y dentro de la zona explotable del depósito de petróleo sin mezclar los dos fluidos antes de que alcancen el depósito de petróleo ya que la ordenación de la tubería y el dispositivo de sellado no permiten el contacto de los fluidos entre el primer pasaje de fluido definido por el lado interior de la tubería y el segundo pasaje de fluido definido por el lado exterior de la entubación del pozo de petróleo arriba del dispositivo de sellado (o en otras palabras: definido por el espacio anular entre el lado exterior de la tubería y el lado interior de la entubación del pozo de petróleo arriba del dispositivo de sellado) . Esto permite iniciar una reacción química que produce calor y gases en la zona explotable del depósito de petróleo para tratar térmicamente el depósito de petróleo y para obtener petróleo extraíble o una mezcla que contiene petróleo extraíble.

Con este aparato es posible además suministrar a través de uno del primer pasaje de fluido y el segundo pasaje de fluido solo un fluido o composición al depósito de petróleo para mantener la reacción química para tratar térmicamente el depósito de petróleo y para extraer al mismo tiempo el petróleo o mezcla que contiene petróleo extraíble obtenido a través del otro del primer pasaje de fluido y el segundo pasaje de fluido. Por lo tanto, un tratamiento térmico continuo de un depósito de petróleo y al mismo tiempo la extracción de petróleo a través de un pozo de petróleo es posible cuando se utiliza el aparato de la presente invención. Un aparato respectivo se puede derivar del aparato representado en la Figura 1 al omitir la tubería exterior 9.

En una modalidad preferida del aparato de la presente invención que adicionalmente comprende por añadidura la tubería que pasa a través del dispositivo de sellado, la cual puede ser llamada la primera tubería, una segunda tubería que comprende por lo menos una abertura en su sección de extremo distal que está dispuesta en el pozo de petróleo de tal manera que el extremo distal y por lo menos la abertura de la segunda tubería se colocan en la zona explotable arriba del dispositivo de sellado, en donde el lado interior de la segunda tubería define un tercer pasaje de fluido y el aparato permite el intercambio de fluidos entre el segundo pasaje de fluido y el tercer pasaje de fluido en la zona explotable del pozo de petróleo.

Con esta modalidad preferida del aparato es posible introducir por separado dos fluidos o composiciones en el pozo de petróleo a través del segundo pasaje de fluido y el tercer pasaje de fluido y poner en contacto los dos fluidos o composiciones en la zona explotable del pozo de petróleo para iniciar y mantener una reacción química para tratar térmicamente el depósito de petróleo y para obtener petróleo extraíble o una mezcla que contiene petróleo extraíble. Con esta modalidad preferida del aparato es posible además extraer al mismo tiempo el petróleo o la mezcla que contiene petróleo extraíble obtenido a través del primer pasaje de fluido.

El aparato de la presente invención se caracteriza además porque en el área donde se instala el dispositivo de sellado, la entubación del pozo de petróleo no comprende aberturas. Las aberturas mencionadas anteriormente que se proporcionan en la entubación del pozo de petróleo para un intercambio de fluidos entre el pozo de petróleo y el depósito de petróleo están localizadas en la zona explotable arriba y abajo de esa área.

El dispositivo de sellado es preferiblemente un empaque.

En una modalidad específica del aparato de la presente invención, la primera tubería y la segunda tubería están dispuestas coaxialmente y la segunda tubería como una tubería exterior encierra la primera tubería como una tubería interior. En esta ordenación el segundo pasaje de fluido es definido por el espacio anular entre el lado exterior de la tubería exterior y el lado interior de la entubación del pozo de petróleo y el tercer pasaje de fluido es definido por el espacio anular entre el lado exterior de la tubería interior y el lado interior de la tubería exterior.

En una modalidad específica de acuerdo con la presente invención, el aparato comprende además por lo menos un par de pozos horizontales, que consisten de un pozo superior y un pozo inferior que están dispuestos sustancialmente paralelos entre sí o están dispuestos para aproximarse entre sí, en donde los pozos superiores del pozo horizontal están en conexión fluida con aquella parte del pozo de. petróleo localizada arriba del empaque y los pozos inferiores de los pozos horizontales están en conexión fluida con aquella parte del pozo de petróleo localizada abajo del empaque.

El pozo superior y el pozo inferior de un par de pozos horizontales pueden estar separados por aproximadamente l a 12 m, preferiblemente por aproximadamente 3 a 6 m. Además, los pozos horizontales pueden tener una longitud de hasta aproximadamente 200 m, preferiblemente de hasta 100 m. Los pozos horizontales pueden tener un diámetro de aproximadamente 5 cm.

El aparato de acuerdo con la presente invención puede comprender además por lo menos un sensor de temperatura para medir la temperatura arriba y/o abajo del dispositivo de sellado o empaque.

Figuras Con respecto al método y aparato de la presente invención las modalidades preferidas se describen a continuación, en donde se hacen referencias a las figuras encerradas, en donde: la Figura 1 muestra esquemáticamente la ordenación de los componentes del aparato de acuerdo con la presente invención en la zona explotable del depósito de petróleo que es tratado térmicamente y los pasajes de fluido y direcciones de flujo utilizados en el método para tratar térmicamente un depósito de petróleo de acuerdo con la presente invención; y o la Figura 2 muestra las direcciones de flujo utilizadas en otra modalidad específica del método para tratar térmicamente unr depósito de petróleo de acuerdo con la presente invención.

A continuación se muestran los significados de los signos de referencia utilizados en las figuras 1 y 2: 1 entubación del pozo del petróleo 2 zona explotable 3 depósito de petróleo 4 aberturas en la entubación del pozo de petróleo arriba del empaque 5 aberturas en la entubación del pozo de petróleo abajo del empaque 6 tubería interior 7 abertura en la tubería interior 8 empaque 9 tubería exterior 10 aberturas de la tubería exterior 11 pozo superior de un par de pozos horizontales 12 pozo inferior de un par de pozos horizontales 13 sensores de temperatura 14 primer pasaje de fluido 15 tercer pasaje de fluido 16 segundo pasaje de fluido 17 primera composición (por ejemplo TGEC) 18 segunda composición (por ejemplo RIS) 19 petróleo o mezcla que contiene petróleo 20 oxidante económico (por ejemplo aire) Descripción Detallada de la Presente Invención En la Figura 1 se muestra esquemáticamente la ordenación de los componentes de una modalidad preferida del aparato de acuerdo con la presente invención en la zona explotable del depósito de petróleo que es tratado térmicamente. En la Figura 1 se indican adicionalmente los pasajes de fluido y las direcciones de flujo utilizados en una modalidad preferida del método para tratar térmicamente un depósito de petróleo de acuerdo con la presente invención.

En la zona explotable 2 del depósito de petróleo 3 , la entubación 1 de un pozo de petróleo se perfora en dos secciones de modo que se proporcionan las aberturas 4 y 5 que permiten el intercambio de fluidos entre el lado interior del pozo de petróleo y el depósito de petróleo que rodea el pozo de petróleo. Entre estas dos secciones perforadas se instala un empaque 8 en el pozo de petróleo de modo que la entubacion 1 del pozo de petróleo comprende aberturas 4 localizadas arriba del empaque y aberturas 5 localizadas abajo del empaque.

Una tubería interior 6 se inserta en el pozo de petróleo y a través del empaque 8 de modo que el empaque 8 sella el espacio anular resultante entre el lado exterior de la tubería interior 6 y el lado interior de la tubería 1 del pozo de petróleo. El extremo inferior (extremo distal) de la tubería interior 6 se abre para proporcionar una abertura 7 para extraer o inyectar un fluido hacia afuera o hacia adentro del pozo de petróleo. De esta manera, el lado interior de la tubería interior 6 define un primer pasaje de fluido 14.

Una tubería exterior 9 se inserta en el pozo de petróleo de tal manera que encierre la tubería interior 6 y que la tubería interior y la tubería exterior estén dispuestas de manera sustancialmente coaxial. En la sección de extremo distal, la tubería exterior 9 se perfora para proporcionar aberturas 10 para permitir el intercambio de fluidos entre el lado interior y el lado exterior de la tubería exterior 9. La sección perforada 3 de la tubería exterior 9 está localizada cerca de las aberturas 4 en la entubacion del pozo de petróleo arriba del empaque.

Con esta ordenación de una tubería interior y una tubería exterior, un segundo pasaje de fluido 16 es definido por el espacio anular entre el lado exterior de la tubería exterior 9 y el lado interior de la entubación 1 dél pozo de petróleo y adicionalmente un tercer pasaje de fluido 15 es definido por el espacio anular entre el lado exterior de la tubería interior 6 y el lado interior de la tubería exterior 9.

En la modalidad específica que se ilustra en la Figura 1, dos pares de pozos horizontales están dispuestos extendiéndose de manera sustancialmente rectangular desde el pozo de petróleo. . Cada par de pozos horizontales consiste de un pozo superior 11 y un pozo inferior 12 que están dispuestos de manera sustancialmente paralela entre sí . y de esta manera están alineados de manera sustancialmente vertical.

Los pozos superiores de los pozos horizontales están dispuestos para hacer contacto con la sección perforada del pozo de petróleo 1 arriba del empaque y los pozos inferiores de los pozos horizontales están dispuestos para hacer contacto con la sección perforada del pozo de petróleo 1 abajo del empaque. Los pozos horizontales superiores e inferiores están separados por aproximadamente 5 m, tienen un diámetro de aproximadamente 5 cm y una longitud de aproximadamente 200 m.

La ordenación de estos pozos horizontales se conoce por ejemplo a partir del método de SAGD (drenaje por gravedad asistido con vapor) donde se inyecta vapor caliente en los pozos superiores y el petróleo se extrae a través de los pozos inferiores de los pozos horizontales.

En la Figura 1 solo se representan dos pares de pozos horizontales. Sin embargo, se debe observar que también solo un par de pozos horizontales y también más de dos pares de pozos horizontales pueden ser dispuestos en conexión fluida con el pozo de petróleo y se pueden utilizar en el método para tratar térmicamente un depósito de petróleo de acuerdo con la presente invención.

Además, dos sensores de temperatura 13 se proporcionan en la zona explotable del pozo de petróleo, uno arriba del empaque y uno abajo del empaque, para medir las temperaturas durante el método para tratar térmicamente el depósito de petróleo.

A continuación se describe una modalidad específica del método para tratar térmicamente un depósito de petróleo de acuerdo con la presente invención.

Un paso de este método es instalar en un pozo de petróleo del depósito de petróleo 3 que es tratado térmicamente un empaque 8 , una tubería interior 6 y una tubería exterior 9 como se describiera anteriormente y se representa en la Figura 1.

» Un paso adicional de este método es inyectar por separado dos diferentes composiciones 17 y 18 en el pozo de petróleo y ponerlas en contacto en la zona explotable 2 del pozo de petróleo para iniciar reacciones químicas que producen calor y gases. Como estas dos composiciones se puede utilizar por ejemplo la composición que emite gas térmico (TGEC) y el estabilizador iniciador de reacción (RIS) dados a conocer en el documento WO 2010/043239 Al. Con estas composiciones es posible iniciar y mantener una reacción estable y continua de modo que las composiciones se pueden introducir continuamente incluso después de que se iniciaron las reacciones químicas.

A continuación se proporciona una descripción de estas composiciones las cuales se pueden utilizar con el método y el aparato de la presente invención.

La TGEC es una solución o suspensión acuosa que comprende por lo menos un compuesto seleccionado del grupo que consiste de nitrato de hidrazina, nitratos de 1,1-di-alquil-hidrazina de 2 a 6 átomos de carbono y nitratos de 1, 2-di- lquil-hidrazina de 2 a 6 átomos de carbono, tal como el nitrato de 1 , 1-dimetil-hidrazina o el nitrato de 1 , 2-dimetil-hidrazina, nitrato de guanidina, aducto de ácido nítrico de formamida, aducto de ácido nítrico de acetamida, aducto de ácido nítrico de acetonitrilo, aducto de ácido nítrico de urea, nitrato de amonio, nitrato de potasio, nitrato de sodio, nitrato de calcio, nitratos de mono-, di- y tri-alquil-amina de 1 a 5 átomos de carbono, nitratos de mono-, di- y tri-alcanol-amina de 1 a 5 átomos de carbono, mono- y dinitratos de alquilen-diamina de 2 a 6 átomos de carbono y polinitratos de polialquilen-poliamina de 1 a 5 átomos de carbono.

El RIS es un líquido y comprende por lo menos un compuesto seleccionado del grupo que consiste de: borohidruro de metal MBH4, en donde M es'Li, Na o K; - aminoboranos (R^R3) N-BH3, en donde R1, R2 y R3 son independientemente hidrógeno o alquilo de 1 a 10 átomos de carbono o en donde R1 es un arilo o piridina con hasta 10 átomos de carbono y R2 y R3 son hidrógeno; dialquilaluminatos MAIH^R2, en donde es Li, Na o K, y R1 y R2 son independientemente alquilo de 1 a 10 átomos de carbono; aminoalanos (R1R2R3) N ·AIH3 , en donde R1, R2 y R3 son independientemente hidrógeno o alquilo de 1 a 10 átomos de carbono; - nitritos de metales alcalinos MN02; y aluminio o aleaciones de aluminio con magnesio u otros metales, los cuales aseguran una reacción estable con soluciones acuosas alcalinas y ácidas.

La TGEC y el RIS son ambos líquidos los cuales se pueden introducir en el depósito de petróleo por medio de bombas. Si los compuestos utilizados no son líquidos como tales, se utilizan como soluciones o suspensiones en un solvente apropiado. Si la TGEC y el RIS son suspensiones, su viscosidad es tal que aún son bombeables y se pueden bombear dentro del pozo de petróleo con una velocidad de hasta 4-8 litros por segundo.

Los ejemplos específicos de compuestos los cuales se pueden utilizar para la TGEC son nitratos de mono-, di-y trietanolamina, nitratos de mono-, di- y trietilamina, polinitratos de polietilen-poliamina, mononitrato de etilen-diamina, dinitrato de etilen-diamina, mono- y dinitratos de alquilen-diamina.

Para la TGEC se prefiere utilizar una solución o suspensión acuosa que comprende por lo menos un compuesto seleccionado del grupo que consiste de nitrato de hidrazina, nitratos de 1, 1-dialquil-hidraziha de 2 a 6 átomos de carbono y nitratos de 1, 2-dialquil-hidrazina de 2 a 6 átomos de carbono, tal como nitrato de 1,1-dimetil-hidrazina o nitrato de 1 , 2-dimetil-hidrazina, nitrato de guanidina, aducto de ácido nítrico de formamida, aducto de ácido nítrico de acetamida, aducto de ácido nítrico de urea y aducto de ácido nítrico de acetonitrilo .

La TGEC es preferiblemente el producto de la reacción de ácido nítrico con los compuestos amino respectivos como la reacción de hidrazina con ácido nítrico de tal manera que se obtiene el nitrato de hidrazina. Al hacer reaccionar ácido nítrico con estos compuestos amino, se obtienen los compuestos de nitrato o aductos de ácido nítrico respectivos.

Si la TGEC contiene uno o más de nitrato de amonio, nitrato de potasio, nitrato de sodio o nitrato de calcio, estos nitratos están contenidos en la TGEC con no más de 50% en masa, preferiblemente no más de 30% en masa.

El valor de pH de la TGEC es preferiblemente de aproximadamente 3 a 14 dependiendo de las composiciones de RIS y TGEC. Se prefiere además que la mezcla de TGEC y RIS tenga un valor de pH <7.

Para los aminoboranos , dialquilaluminatos y aminoalanos mencionados anteriormente se prefiere que las porciones alquilo R1, R2 y R3 sean metilo o etilo.

Para los nitritos de metal alcalino mencionados anteriormente se prefiere utilizar nitrito de sodio o nitrito de potasio.

Si el aluminio o una aleación de aluminio con magnesio u otros metales, los cuales aseguran una reacción estable con soluciones acuosas alcalinas y ácidas se utiliza para el RIS, el aluminio o la aleación de aluminio se puede utilizar como un material pirofórico, dispersado, fino que tiene preferiblemente un tamaño de partícula de aproximadamente 1 µp\ o menos y/o está en la forma de granulos que tienen preferiblemente un tamaño de partícula de aproximadamente 0.1 a 5 mm, más preferiblemente de 1 a 2 mm. El aluminio y las aleaciones de aluminio también pueden contener como un metal adicional el cobre, galio y/o indio.

Si la temperatura en la zona de reacción del pozo de petróleo ha alcanzado aproximadamente 250-300°C, una suspensión de este aluminio o aleación de aluminio granular en un solvente orgánico se puede introducir en el pozo de petróleo.

El aluminio se oxida en una reacción exotérmica para proporcionar óxido de aluminio en donde 7 kg de Al producen una energía térmica de aproximadamente 50,000 Kcal. Por ejemplo, para incrementar la temperatura de 1 kg de la formación de la capa productiva por 100 °C se debe proporcionar una energía térmica de aproximadamente 20 Kcal, en donde el incremento de la temperatura de 1 kg de petróleo por 100 °C requiere una energía térmica de aproximadamente 50 Kcal.

La oxidación de aluminio da por resultado la formación de partículas de óxido de aluminio las cuales se depositan en las fracturas . recientemente formadas en la zona explotable para mantenerlas abiertas de modo que se pueda mejorar adicionalmente el flujo de petróleo hacia el pozo de petróleo y de esta manera la extracción de petróleo.

Si el aluminio o aleaciones de aluminio con magnesio u otros metales, los cuales aseguran una reacción estable con soluciones acuosas alcalinas y ácidas, se utiliza como el RIS, el sistema químico puede comprender además una solución o suspensión de uno o más de un ácido o una solución o suspensión de uno o más de un álcali que se pone en contacto con el aluminio o las aleaciones de aluminio.

Si el aluminio o sus aleaciones se utilizan y se introducen en el pozo de petróleo como un RIS, se puede poner en contacto después de la introducción con un ácido o un álcali para iniciar y mantener una reacción termoquímica que produce calor y gases. Para esto, el ácido o álcali se puede introducir en el pozo de petróleo en forma de una solución o suspensión de uno o más ácidos o de uno o más álcalis. Como tales soluciones se pueden mencionar las soluciones acuosas de ácido clorhídrico (HC1) o hidróxido de sodio (NaOH) , por ejemplo.

Para preparar la solución o suspensión del RIS se puede utilizar cualquier solvente apropiado. Dependiendo de los materiales utilizados como el RIS, este solvente apropiado puede ser agua o un solvente orgánico seleccionado del grupo que consiste de gasolina, ligroína, trementina artificial, queroseno y nafta. Si se utiliza, por ejemplo, borohidruros de metal o aminoboranos para el RIS, se puede utilizar agua con un valor de pH > 7 como solvente. Para lograr este valor de pH se puede agregar amoníaco o un hidróxido de metal alcalino. Si se utiliza un material el cual reacciona con agua se puede utilizar uno o más de los solventes orgánicos anteriores .

Al principio de un tratamiento termoquímico de un pozo de petróleo, el RIS se utiliza usualmente en forma de borohidruro de metal alcalino en una cantidad de aproximadamente 5-7% en masa o en la forma de un nitrito de metal alcalino en una cantidad de aproximadamente 30% en masa con respecto a la masa de la TGEC inyectada en el pozo de petróleo. Después de que se inician las reacciones químicas, es suficiente utilizar RIS en la forma de borohidruro de metal alcalino en una cantidad de aproximadamente 1% en masa o en la forma de nitrito de metal alcalino en una cantidad de aproximadamente 15-20% en masa con respecto a la masa de TGEC. Con este sistema químico es posible hacer reaccionar hasta varios cientos de toneladas de material al día en la zona explotable de un depósito de petróleo, que es aproximadamente 50-100 veces-la cantidad de material que se puede hacer reaccionar al día con los sistemas y métodos que hacen reaccionar las composiciones de una manera discontinua.

Además, en contraste a las FOC utilizadas en la técnica anterior, la TGEC descrita anteriormente no contiene un exceso de oxígeno y de esta manera no tiene una naturaleza oxidante de modo que no se crea una composición explosiva con la mezcla de petróleo. La descomposición de 1 kg de TGEC da por resultado la emisión de una cantidad de calor de aproximadamente 1000-3200 kcal .

Con el sistema químico ilustrado es posible introducir la TGEC y el RIS en el pozo de petróleo y hacer reaccionar estos materiales en la capa productiva en una cantidad de hasta aproximadamente 100 toneladas al día y de esta manera producir más calor por tiempo y mejorar la eficiencia del proceso de recuperación de petróleo ya que es posible mantener una reacción estable y continua al bombear continuamente materiales reactivos dentro de un pozo de petróleo. Con este sistema químico, ya se puede producir una gran cantidad de calor y gases con una cantidad de aproximadamente 1 tonelada de materiales reactivos introducidos en el pozo de petróleo. Sin embargo, para lograr una alta eficiencia del proceso de recuperación de petróleo se prefiere introducir continuamente los materiales reactivos y de esta manera introducir por lo menos aproximadamente 10 toneladas/día, más preferiblemente por lo menos aproximadamente 20 toneladas/día.

Con el método y el aparato de acuerdo con la presente invención mediante el uso de las composiciones descritas anteriormente se hace posible además recuperar petróleo también de los depósitos de petróleo que contienen principalmente petróleo sumamente viscoso el cual no podría recuperarse eficientemente mediante el uso de los métodos conocidos hasta ahora sin la introducción de cantidades excesivas de agua.

El RIS o la TGEC pueden contener adicionalmente una o más sales de metal solubles de Mn, Fe, Cr, Co, Ni o V. Estos metales también son capaces de catalizar una oxidación del petróleo, de modo que se puede producir calor adicional. Estas sales de metal están contenidas en el RIS en una cantidad no mayor que 10% en masa con respecto a la masa total del RIS. Las sales de metal especialmente preferidas son Fe(N03)3, Mn (N03) 2 · 6H20, Mn (so4) · 6H20, KMn04, K2Mn04, K2Cr04, Na2Cr04, K2Cr207, Na2Cr207( Co(N03)3, NH4V03, N V03 y KV03.

A continuación se proporciona una visión general de las relaciones preferidas de los componentes contenidos en la TGEC y el RIS que se pueden utilizar con el método y aparato de acuerdo con la presente invención. Las relaciones se expresan como % en masa en relación con la masa combinada de reactivos contenidos en la TGEC y el RIS, aún sin los solventes utilizados para preparar las soluciones o suspensiones respectivas.

La TGEC y el RIS se pueden bombear dentro del depósito de petróleo con una velocidad de aproximadamente 4-8 litros por segundo.

En la modalidad preferida que se muestra en la Figura 1, el segundo pasaje de fluido y el tercer pasaje de fluido tienen diferentes áreas transversales de flujo de tal manera que el segundo pasaje de fluido 16 permite caudales más altos que el tercer pasaje de fluido 15. Como la TGEC se utiliza usualmente en una cantidad más alta que el RIS, se prefiere inyectar la TGEC 17 dentro del segundo pasaje de fluido e inyectar el RIS 18 dentro del tercer pasaje de fluido 15. La inyección de las dos composiciones 17 y 18 se puede lograr mediante el uso de bombas adecuadas .

Cuando se alcanza la zona explotable 2 , las dos composiciones 17 y 18 se mezclan ya que la sección de extremo distal de la tubería exterior 9 está perforada para proporcionar aberturas 10 para permitir el intercambio de fluidos entre el segundo pasaje de fluido y el tercer pasaje de fluido. Esta mezcla inicia las reacciones químicas y como resultado del bombeo descendente continuo de la TGEC 17 y el RIS 18, la mezcla de reacción se transfiere a través de las aberturas 4 en la entubación 1 dentro de los pozos superiores 11 de los pares de pozos horizontales y se distribuye de esta manera en el depósito de petróleo 3.

Las reacciones químicas producen grandes cantidades de calor y gases. Esto causa un incremento de temperatura en el área tratada del depósito de petróleo lo cual reduce la viscosidad del petróleo y produce adicionalmente fracturas en la formación de modo que se mejora adicionalmente la extracción de petróleo. Como ^resultado, se puede recolectar un líquido en los pozos inferiores 12 de los pares de pozos horizontales y se puede extraer a través de las aberturas 5 en la entubación 1 dentro del pozo de petróleo y a través del primer pasaje de fluido 14 hasta la superficie. El líquido recolectado y extraído 19 comprende petróleo y dependiendo de las condiciones presentes en el pozo de petróleo también otros componentes. Si se utiliza el método de acuerdo con la presente invención en depósitos de petróleo cubiertos por agua, el líquido recolectado y extraído 19 comprenderá grandes cantidades de agua. En la presente solicitud, este líquido será designado como petróleo o mezcla que contiene petróleo 19.

En contraste al método de SAGD donde la gravedad es principalmente la fuerza de impulsión para la recolección de petróleo (usualmente una mezcla de petróleo y agua) en los pozos inferiores, el método de acuerdo con la presente invención utiliza adicionalmente un incremento de presión en el área tratada del depósito de petróleo para la recolección y extracción del petróleo o mezcla que contiene petróleo 19. Este incremento de presión es causado por el bombeo continuo de líquidos 17 y 18 dentro del depósito de petróleo y por las reacciones iniciadas que producen grandes cantidades de gases calientes. La diferencia de presión entre los pozos superiores e inferiores de los pares de pozos horizontales puede variar de varias atmósferas a varias decenas de atmósferas. Esto permite una extracción más eficiente de petróleo. Los valores de presión más altos que se logran con el método de acuerdo con la presente invención acusan adicionalmente más formaciones fracturadas que en el método de SAGD y de esta manera mejoran adicionalmente la extracción de petróleo. Las fracturas formadas alcanzarán el punto de alivio de presión, es decir los pozos inferiores 12 donde -la presión es disminuida por la extracción continua e intensiva del petróleo o la mezcla que contiene petróleo 19. De esta manera, la extracción de petróleo se mejora adicionalmente. La capacidad mejorada de producción y recolección del petróleo o una mezcla que contiene petróleo extraíble .se logra con el método de acuerdo con la presente invención a lo largo de la longitud completa de los pozos horizontales (en el presente caso de aproximadamente 200 m) .

Una ventaja adicional del método de acuerdo con la presente invención en comparación con el método de SAGD es que se introducen cantidades mucho más bajas de agua en el depósito de petróleo.

A continuación se proporciona una observación detallada sobre el método de acuerdo con la presente invención.

Uno de los parámetros de control del método de acuerdo con la presente invención son las temperaturas en el pozo de petróleo arriba y abajo del empaque 8 donde se instalan los sensores de temperatura 13. Dependiendo de los valores de temperatura determinados con estos sensores de temperatura 13, las cantidades de flujo de las composiciones inyectadas TGEC y RIS se pueden regular.

Un límite de temperatura superior es la temperatura máxima permitida para el empaque 8 y la entubación 1 del pozo de petróleo la cual consiste usualmente por lo menos en parte de cemento. En la siguiente ilustración se asume una temperatura máxima de aproximadamente 300 °C para el empaque 8 y el cemento utilizado para la entubacion l del pozo de petróleo. Sin embargo, se debe observar que también se pueden utilizar materiales para el empaque 8 y la entubacion 1 que permiten temperaturas máximas más altas de modo que el método y el aparato de la presente invención no están limitados a los aspectos mencionados en la siguiente ilustración.

En una primera etapa el depósito de petróleo se calienta al hacer reaccionar la TGEC y el RIS para alcanzar una temperatura en el sensor de temperatura 13 abajo del empaque de aproximadamente 250-280°C. A esta temperatura, la TGEC puede reaccionar/descomponerse produciendo calor y gases sin suministrar adicionalmente un iniciador (RIS) . En esta etapa, la inyección de RIS se puede reducir o incluso suspender. Esto permite un control de proceso rentable ya que los componentes del RIS a menudo son relativamente costosos en comparación con los componentes utilizados para la TGEC. Principalmente, el suministro de RIS se puede reducir o suspender si la temperatura de la reacción alcanza un valor de 200 °C o más alto. Entonces es suficiente suministrar solo TGEC para mantener una reacción estable en la zona explotable del depósito de petróleo y la TGEC puede suministrarse a través del segundo pasaje de fluido y/o tercer pasaje de fluido 16 y 15.

Si una temperatura estable de aproximadamente 250-280°C se obtiene en los pozos horizontales, el método de acuerdo con la presente invención se puede variar también al reducir o incluso suspender el suministro de TGEC y al introducir aire o cualquier otro suministro de oxidante económico en el depósito de petróleo. En esa etapa, es posible una combustión controlada de petróleo, una comúnmente llamada combustión de petróleo a baja temperatura con una temperatura de reacción de aproximadamente 300°C y con una producción de calor Q de aproximadamente 40 MJ por kilogramo, de petróleo quemado.

A continuación se proporciona un cálculo del porcentaje de petróleo que es quemado para calentar el material (como la roca) que contiene el petróleo que es extraído en la etapa donde solo se suministra un oxidante relativamente económico para mantener la reacción en el depósito de petróleo.

Como un ejemplo de éste oxidante económico se asume el nitrato de potasio. Se requieren aproximadamente 2-3 kg de nitrato de potasio para oxidar 1 kg de petróleo. Con la siguiente fórmula (1) se calcula la masa M del recolector calentado que tiene una porosidad de aproximadamente 20%: Q = C · M · ?? (1) en donde: Q = cantidad de calor producido, C = capacidad de calor específica del recolector con petróleo, M = masa del recolector con petróleo, ? T = incremento de temperatura.

El recolector es el material del depósito de petróleo que contiene el petróleo en sus poros.

Con una capacidad de calor específica C de 1 kJ/(kg-K) y un incremento de temperatura ? T de 100 K y una cantidad de calor Q de 40 MJ (producida por kg de petróleo quemado) se puede calcular una masa de 400 kg. Esto significa que para calentar 400 kg de recolector por 100 K se requiere oxidar 1 kg de petróleo en el depósito.

La densidad del material recolector (por ejemplo la roca) se puede asumir que es aproximadamente 2.5 kg/1 de modo que esto da por resultado un volumen V de aproximadamente 160 1 de roca que tiene una masa de aproximadamente 400 kg que se puede calentar con 1 kg de petróleo.

Se asume además que la cantidad de petróleo en los poros del volumen de recolector calculado es aproximadamente 32 litros que corresponde a aproximadamente 28 kg de petróleo. Es decir, se debe quemar 1 kg de petróleo para calentar 400 kg de roca que comprenden 28 kg de petróleo. Por lo tanto, solo se debe quemar aproximadamente 4% del petróleo contenido en el área tratada para extraer el petróleo de este depósito de petróleo tratado.

El precio para 2-3 kg de nitrato de potasio es aproximadamente 16-20 rublos rusos. Esta cantidad de nitrato de potasio es necesaria para producir aproximadamente 40 MJ. Por lo tanto, para obtener 1 MJ de calor en el depósito de petróleo utilizando nitrato de potasio, se requiere gastar aproximadamente 0.4-0.5 rublos rusos para reactivos químicos.

Cuando se comparan los costos del método de acuerdo con la presente invención con los costos del método de SAGD se puede resumir que el costo para producir vapor de agua caliente que es bombeado desde la superficie descendentemente dentro del depósito de petróleo para suministrar 1 MJ de calor al depósito es aproximadamente 10 veces más grande que cuando se utiliza el método de acuerdo con la presente invención.

Una razón de esta diferencia significativa es que en el método de SAGD el petróleo o betún quemado para producir el calor para el tratamiento térmico se quema en la superficie mientras que en el presente método el calor se produce directamente donde se utiliza para el tratamiento térmico, es decir se produce abajo en el depósito de petróleo.

En la Figura 2 se muestran direcciones de flujo utilizadas en una modalidad específica del método para tratar térmicamente un depósito de petróleo de acuerdo con la presente invención. En este método, cuando es necesario que se suministre la etapa mencionada anteriormente donde solo un fluido como la TGEC o cualquier otro oxidante económico se puede suministrar para mantener una reacción constante en la zona explotable del depósito de petróleo, este fluido se puede introducir a través del primer pasaje de fluido 14, que es a través de la tubería interior 6 y luego se envía a través de las aberturas 5 y el pozo inferior 12 al depósito de petróleo. El petróleo o la mezcla que contiene petróleo 19 luego se extrae a través de los pozos superiores 11, las aberturas 4 y a través de uno o ambos del segundo pasaje de fluido y el tercer pasaje de fluido 16 y 15. Esta dirección de flujo inversa relativa al petróleo en el ^depósito de petróleo es posible ya ^que la fuerza de impulsión principal en el presente método es la diferencia de presión causada por el bombeo en el fluido y por la producción de grandes cantidades de calor y gases.

Con este método se puede utilizar un área transversal mucho más grande para la extracción del petróleo o la mezcla que contiene petróleo, es decir, las áreas transversales del segundo pasaje de fluido y el tercer pasaje de fluido, en comparación con la modalidad mostrada en la Figura 1. Además, el fluido introducido en el primer pasaje de fluido 14 se puede utilizar para enfriar el empaque 8.

A continuación se proporciona un cálculo que muestra que el método para tratar térmicamente un depósito de petróleo de acuerdo con la presente invención se puede aplicar exitosamente en depósitos de petróleo que están sumamente cubiertos por agua.

Se asume que en este depósito de petróleo cubierto en gran medida por agua, los poros contienen aproximadamente 90% de agua y aproximadamente 10% de petróleo. La capacidad de calor específica del agua es 4.2. kJ/ (kg-K) .

Con base en la fórmula (l) anterior se puede calcular que en este caso la oxidación (combustión) de 1 kg de petróleo causará un incremento de temperatura de aproximadamente 80 °C para 400 kg de roca, los poros de la cual contienen 32 litros de fluido (90% de agua y 10% de petróleo) . Como resultado del calentamiento, la viscosidad del fluido (agua + petróleo) se reducirá 4-5 veces, el fluido correrá desde el depósito dentro del pozo de petróleo y luego será bombeado hacia afuera a la superficie .

De esta manera, se puede resumir que para extraer 3.2 litros de petróleo es necesario quemar 1 litro de petróleo que es aproximadamente un tercio del petróleo. Con los métodos conocidos hasta ahora no se consideraba posible lograr una extracción rentable de petróleo de estos depósitos de petróleo cubiertos en gran medida por agua.

Con el aparato y el método de acuerdo con la presente invención es posible además introducir fluidos para iniciar y mantener un tratamiento térmico del depósito de petróleo mientras que se extrae simultáneamente el petróleo.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un método para tratar térmicamente de manera continua un depósito de petróleo, caracterizado porque comprende los pasos que consisten en: - iniciar una reacción química que produce calor y gases para tratar térmicamente el depósito de petróleo para obtener petróleo extraíble o una mezcla que contiene petróleo extraíble al introducir por separado en el pozo de petróleo del depósito de petróleo una primera composición y una segunda composición a través de pasajes de fluido separados que se proporcionan en el pozo de petróleo y poner en contacto la primera composición y la segunda composición en la zona explotable del depósito de petróleo; - mantener la reacción química en el depósito de petróleo al continuar la introducción de por lo menos una de la primera composición y la segunda composición; y - ^extraer el petróleo o la mezcla que contiene petróleo resultante durante el paso que consiste en mantener la reacción química a través de un pasaje de fluido que se proporciona en el pozo de petróleo, en donde dentro del pozo de petróleo el pasaje de fluido utilizado para extraer el petróleo o la mezcla que contiene petróleo no tiene conexión fluida con ningún pasaje de fluido utilizado para continuar la introducción de por lo menos una de la primera composición y la segunda composición para mantener la reacción química.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque dentro del pozo de petróleo los pasajes de fluido separados que se utilizan para introducir la primera composición y la segunda composición no tienen una conexión fluida, la primera composición y la segunda composición se pasan a través de las aberturas en la entubación del pozo de petróleo lo que permite el intercambio de fluidos entre el pozo de petróleo y el depósito de petróleo y la primera composición y la segunda composición se ponen en contacto fuera de la entubación del pozo de petróleo para iniciar la reacción química .

3. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque los pasajes de fluido separados que se utilizan para introducir la primera composición y la. segunda composición y el pasaje de fluido utilizado para extraer el petróleo o la mezcla que contiene petróleo se proporcionan en el pozo de petróleo al disponer una o más tuberías cada una que comprende por lo menos una abertura en su sección de extremo distal de tal manera que la sección de extremo distal de cada una de una ó más de las tuberías está localizada en la zona explotable del pozo de petróleo y al disponer un dispositivo de sellado en el pozo de petróleo de tal manera que las aberturas en la entubación del pozo de petróleo que permiten el intercambio de fluidos entre el pozo de petróleo y el depósito de petróleo están localizadas arriba y abajo del dispositivo de sellado y de tal manera que una tubería se extiende a través del dispositivo de sellado, de modo que por lo menos una abertura en la sección de extremo distal de esta tubería se localiza abajo del dispositivo de sellado y el dispositivo de sellado tapa el espacio entre el lado exterior de la tubería que se extiende a través del dispositivo de sellado y el lado interior de la entubación del pozo de petróleo.

4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los pasajes de fluido separados que se utilizan para introducir la primera composición y la segunda composición tienen una conexión fluida en la zona explotable del pozo de petróleo, la primera composición y la segunda composición se ponen en contacto en la zona explotable del pozo de petróleo, y en donde el método comprende además el paso que consiste en -transferir la reacción química dentro del depósito de petróleo al pasar las composiciones puestas en contacto a través de aberturas en la entubación del pozo de petróleo que permite el intercambio de fluidos entre el pozo de petróleo y el depósito de petróleo.

5. El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque los pasajes de fluido separados que se utilizan para introducir la primera composición y la segunda composición y el pasaje de fluido utilizado para extraer el petróleo o la mezcla que contiene petróleo se proporcionan en el pozo de petróleo al disponer dos tuberías cada una que comprende por lo menos una abertura en su sección de extremo distal de tal manera que la sección de extremo distal de cada tubería está localizada en la zona explotable del pozo de petróleo y al disponer un dispositivo de sellado en el pozo de petróleo de tal manera que las aberturas en la entubación del pozo de petróleo que permiten el intercambio de fluidos entre pozo de petróleo y el depósito de petróleo están localizadas arriba y abajo del dispositivo de sellado y de tal manera que una de las dos tuberías se extiende a través o del dispositivo de sellado de modo que por lo menos una abertura en la sección de extremo distal de esta tubería está localizada abajo del dispositivo de sellado y por lo menos la abertura en la sección de extremo distal de la otra tubería está localizada arriba del dispositivo de sellado y el dispositivo de sellado tapa el espacio entre el lado exterior de la tubería que se extiende a través del dispositivo de sellado y el lado interior de la entubación del pozo de petróleo.

6. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque las dos tuberías están dispuestas coaxialmente definiendo una tubería interior y una tubería exterior, la tubería interior se extiende a través del dispositivo de sellado y define un primer pasaje de fluido, un segundo pasaje de fluido es definido por un espacio anular entre el lado exterior de la tubería exterior y el lado interior de la entubación del pozo de petróleo y un tercer pasaje de fluido es definido por un espacio anular entre el lado exterior de la tubería interior y el lado interior de la tubería exterior.

7. El método de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque en el paso que consiste en iniciar la reacción química, una de la primera composición y la segunda composición se introduce en el pozo de petróleo a través de uno del segundo pasaje de fluido y el tercer pasaje de fluido y la otra de la primera composición y la segunda composición se introduce en el pozo de petróleo a través del otro del segundo pasaje de fluido y el tercer pasaje de fluido y en donde en el paso que consiste en extraer el petróleo o la mezcla que contiene petróleo resultante se extrae a través del primer pasaje de fluido.

8. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 3 y 5 a 7, caracterizado porque él dispositivo de sellado es un empaque.

9. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 3 y 5 a 8, caracterizado porque las aberturas en la entubación del pozo de petróleo no están localizadas en el área donde se instala el dispositivo de sellado .

10. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 3 y 5 a 9, caracterizado porque por lo menos un par de pozos horizontales, que consisten de un pozo superior y un pozo inferior que se proporcionan, en donde el pozo superior y el pozo inferior de cada par de pozos horizontales están dispuestos sustancialmente paralelos entre sí o están dispuestos para aproximarse entre sí y en donde los pozos superiores de los pozos horizontales están en conexión fluida con aquella parte del pozo de petróleo localizada arriba del dispositivo de sellado y los pozos inferiores de los pozos horizontales están en conexión fluida con aquella parte del pozo de petróleo localizada abajo del dispositivo de sellado.

11. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque la primera composición es una composición que emite gas térmico (TGEC) que contiene compuestos químicos que producen calor y gases después de que la reacción química se inicia y en donde la segunda composición es un estabilizador iniciador de reacción (RIS) que contiene compuestos químicos que inician la reacción química cuando se ponen en contacto con la TGEC.

12. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque durante el paso que consiste en mantener la reacción química, la introducción de por lo menos una de la primera composición o la segunda composición se suspende y la introducción de la otra de la primera composición o la segunda composición continúa cuando se logra una reacción estable en la zona explotable.

13. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 6 a 12, caracterizado porque las direcciones de flujo de la composición introducida continuamente y el petróleo o la mezcla que contiene petróleo extraída en el depósito de petróleo se reservan al introducir la composición a través del primer pasaje de fluido y extraer el petróleo o mezcla que contiene petróleo a través del segundo pasaje de fluido y/o el tercer pasaje de fluido.

1 . El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque la introducción de la primera composición y la segunda composición se suspende y únicamente se introduce aire a través de uno del pasaje de fluido para mantener la reacción química en el depósito de petróleo cuando se ha iniciado una combustión in situ del petróleo en la zona explotable del depósito de petróleo.

15. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 3 y 5 a 14, caracterizado porque se mide la temperatura arriba y/o abajo del dispositivo de sellado.

16. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el petróleo en el depósito de petróleo se sujeta a un proceso de hidrocraqueo .

17. Un aparato para tratar térmicamente un depósito de petróleo al introducir por separado una primera composición y una segunda composición en un pozo de petróleo y poner en contacto la primera composición y la segunda composición en una zona explotable del depósito de petróleo para iniciar una reacción química que produce calor ¾y gases, en donde en la zona explotable una entubación del pozo de petróleo comprende aberturas para permitir el intercambio de fluidos entre el pozo de petróleo y el depósito de petróleo, el aparato está caracterizado porque comprende: - un dispositivo de sellado que se coloca en la zona explotable ' del depósito de petróleo, de tal manera que las aberturas en la entubación del pozo de petróleo se localizan arriba y abajo del dispositivo de sellado; - una entubación que comprende por lo menos una abertura en su sección de extremo distal que está dispuesta en el pozo de petróleo de tal manera que se pasa a través del dispositivo de sellado de modo que por lo menos la abertura está localizada abajo del dispositivo de sellado y el dispositivo de sellado tapa el espacio anular resultante entre el lado exterior de la tubería y el lado interior de la entubación del pozo de petróleo, en donde el lado interior de la tubería define un primer pasaje de fluido y el lado interior de la entubación del pozo de petróleo arriba del dispositivo de sellado define un segundo pasaje de fluido.

18. El aparato de conformidad con la reivindicación 17, en donde además de la tubería pasada a través del dispositivo de sellado, la primera tubería, el aparato está caracterizado porque comprende además: una segunda tubería que comprende por lo menos una abertura en su sección de extremo distal que está dispuesta en el pozo de petróleo de tal manera que el extremo distal y por lo menos la abertura de la segunda tubería se colocan en la zona explotable arriba del dispositivo de sellado en donde el lado interior de la segunda tubería define un tercer pasaje de fluido y el. aparato permite el intercambio de fluidos entre el segundo pasaje de fluido y el tercer pasaje de fluido en la zona explotable del pozo de petróleo.

19. El aparato de conformidad con la reivindicación 17 o 18, caracterizado porque las aberturas en la entubación del pozo de petróleo no están localizados en el área donde se instala el dispositivo de sellado.

20. El aparato de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 17 a 19, caracterizado porque el dispositivo de sellado es un empaque.

21. El aparato de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 18 a 20, caracterizado porque la primera tubería y la segunda tubería están dispuestas coaxialmente y la segunda tubería como una tubería exterior encierra la primera tubería como una tubería interior.

22. El aparato de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 17 a 21, caracterizado porque comprende además por lo menos un par de pozos horizontales que" consiste de un pozo superior y un pozo inferior, en donde el pozo superior y el pozo inferior de cada par de pozos horizontales están dispuestos de manera sustancialmente paralela entre sí o están dispuestos para aproximarse entre sí y en donde los pozos superiores de los pozos horizontales están en conexión fluida con aquella parte del pozo de petróleo localizada arriba del dispositivo de sellado y los pozos inferiores de los pozos horizontales están en conexión fluida con aquella parte del pozo de petróleo localizada abajo del dispositivo de sellado.

23. El aparato de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 17 a 22, caracterizado porque comprende además por lo menos un sensor de temperatura para medir la temperatura arriba y/o abajo del dispositivo de sellado. RESUMEN DE LA INVENCIÓN Se proporciona un método y un aparato para tratar térmicamente de manera continua un depósito de petróleo, en particular un método y un aparato para tratar térmicamente un depósito de petróleo al introducir por separado una primera composición y una segunda composición en un pozo de petróleo y poner en contacto la primera composición y la segunda composición en una zona explotable del depósito de petróleo para iniciar una reacción química que produce calor y gases. Con el método y el aparato de acuerdo con la presente invención se hace posible introducir simultáneamente las composiciones en el pozo de petróleo y extraer el petróleo o la mezcla que contiene petróleo resultante a través del mismo pozo de petróleo. Para esto, un dispositivo de sellado como un empaque, y por lo menos una tubería son dispuestos en el pozo de petróleo de tal manera que el dispositivo de sellado se coloca en la zona explotable del depósito de petróleo y que las aberturas en la entubacion del pozo de petróleo se localizan arriba y abajo del dispositivo de sellado y la tubería se extiende a través del empaque y comprende por lo menos una abertura abajo del empaque, en donde el empaque sella el espacio anular entre el lado exterior de la tubería y el lado interior de la entubacion del pozo de petróleo de modo que se proporcionan dos pasajes de fluido que no tienen conexión fluida dentro del pozo de petróleo. El tratamiento térmico se logra al introducir por separado la primera composición y la segunda composición en el pozo de petróleo a través de los pasajes de fluido resultantes, iniciando una reacción química al poner en contacto las composiciones en la zona explotable del depósito de petróleo. La reacción química se puede mantener al introducir por lo menos una de las dos composiciones y el petróleo o la mezcla que contiene petróleo resultante se puede extraer al mismo tiempo a través del pozo de petróleo. La figura más representativa de la invención es la número 1.