MX2013003206A

MX2013003206A - Metodo para usar dioxido de carbono en la recuperacion de depositos de formaciones.

Info

Publication number: MX2013003206A
Application number: MX2013003206A
Authority: MX
Inventors: Rodney John Allam; Miles R Palmer; Jeremy Eron Fetvedt; David Arthur Freed; Glenn William Brown Jr
Original assignee: Palmer Labs Llc
Priority date: 2010-09-21
Filing date: 2011-09-20
Publication date: 2013-06-11
Also published as: WO2012040169A1; EA201300384A1; CN103221632A; US20120067568A1; CN103221632B; US20150013977A1; AU2011305697B2; MX339411B; TWI554676B; AU2011305697A1; CA2811937A1; CA2811937C; TW201219642A; US8869889B2; EA026570B1; EP2619406B1; PL2619406T3; BR112013008113A2; BR112013008113B1; EP2619406A1

Abstract

La presente invención se refiere a sistemas, aparatos y métodos para proveer una fuente confiable, de alta pureza, de CO2, que se usa en la recuperación de depósitos de formaciones, tales como combustibles fósiles. Por lo menos una porción de los combustibles fósiles recuperados pueden ser sometidos directamente a combustión o extraídos usando el mismo proceso usado para proveer la fuente pura de CO2, sin necesidad de eliminar primero el CO2, el azufre, otros combustibles fósiles u otras impurezas.

Description

METODO PARA USAR DIOXIDO DE CARBONO EN LA RECUPERACION DE DEPÓSITOS DE FORMACIONES Campo de la Invención La presente invención está dirigida a sistemas y métodos para usar C02 en la recuperación de depósitos de formaciones. En particular, la invención provee sistemas y métodos para dirigir el C02 desde un proceso de combustión a una formación geológica, para facilitar la recuperación de uno o más depósitos de formación desde la formación geológica, tal como los depósitos de materiales combustibles.

Antecedentes de la Invención Numerosos materiales útiles para producción de energía se encuentran naturalmente en la Tierra. Por ejemplo, están localizados combustibles fósiles (por ejemplo, petróleo crudo, gas natural y hulla) como depósitos en varias formaciones rocosas en todo el mundo, y el hombre ha estado recuperando dichos materiales, desde hace muchos años, mediante extracción, perforación y otros similares. Conforme se están agotando más fácilmente los depósitos obtenibles, se están buscando continuamente técnicas avanzadas para facilitar la recuperación de los materiales útiles.

Como un ejemplo, se ha desarrollado desde hace varios años el uso de fluidos y de mezclas fluidizadas para intensificar la recuperación de varios combustibles fósiles. Los mecanismos para intensificar la recuperación se basan, por lo general, en intensificar el flujo del combustible fósil a través de su formación geológica circundante, hacia un pozo de extracción. Tres mecanismos predominantes para intensificar la recuperación de combustibles fósiles de esta manera, incluyen los siguientes: 1) el uso de fluidos para crear y mantener fracturas en formaciones rocosas para promover más pasajes de flujo libre; 2) basarse en la inyección de fluidos para el desplazamiento volumétrico o a presión del combustible fósil; y 3) entremezclar el fluido con el combustible fósil de manera que se reduzca la densidad o la viscosidad del combustible fósil o ambas características. También se puede reducir la viscosidad mezclando otros materiales en el combustible fósil, calentando el combustible fósil, o mediante ambas técnicas. Todos estos mecanismos implican inyectar un material dentro de uno o más pozos, y luego obtener la producción incrementada de combustible fósil desde el pozo o los pozos de inyección (o desde uno o más de otros pozos, en las inmediaciones) .

La fracturacion, como un método para intensificar la recuperación del combustible fósil se efectúa típicamente desde un pozo perforado en una formación rocosa de yacimiento. Se puede formar una fractura hidráulica bombeando el fluido de fracturacion en el interior del pozo a un régimen suficiente para incrementar la presión en el fondo del pozo a un valor que sobrepase el gradiente de fractura de la formación rocosa. La presión hace que la formación se agriete, lo que permite que el fluido de fracturacion entre y propague la grieta adicionalmente dentro de la formación. Para mantener abierta esta fractura después que cesa la inyección, se añade usualmente un agente de consolidación sólido al fluido de fractura. El agente de consolidación, que comúnmente es una arena redonda cribada, es llevado dentro de la fractura. Se escoge esta arena por tener mayor permeabilidad que la formación circundante, y la fractura hidráulica consolidada se vuelve entonces un conducto de alta permeabilidad a través del cual pueden fluir los fluidos de la formación hacia el pozo. Se ha propuesto una variedad de fluidos y se han usado como fluidos de fracturación, fluidos de desplazamiento y fluidos de reducción de viscosidad para intensificar la recuperación de los yacimientos de combustible fósil. Sin embargo, los métodos existentes emplean fluidos con impactos ambientales sumamente controversiales , una efectividad menor que la deseada o un costo elevado, o una combinación de esos factores. Se ha sugerido que algunos problemas ambientales y de salud humana están asociados con los fluidos usados típicamente en la fracturación hidráulica de la técnica anterior, que incluyen el mal manejo potencial de desperdicios tóxicos sólidos, los riesgos potenciales de la calidad del aire, la contaminación potencial del agua en el terreno y la migración no intencional de los gases y de las sustancias químicas de fracturación hidráulica a la superficie, dentro de un radio dado de las operaciones de perforación.

Los fluidos, tales como el agua y el vapor, con o sin agentes tensioactivos y con o sin elevados valores térmicos, frecuentemente han mostrado un desempeño menor que el deseado para intensificar la recuperación de combustibles fósiles. Las razones clave son que el agua puede ser mucho más densa que ciertos combustibles fósiles y el agua es líquida bajo condiciones de equilibrio. Tales factores quimicos limitan, o eliminan en gran medida, la capacidad de mezclado y la mezcla entre el agua y el vapor y el combustible fósil hidrófobo, limitando de esa manera, o eliminando en gran medida cualquier reducción en la viscosidad del combustible fósil. La mayor densidad del agua puede conducir al desplazamiento físico inicial del combustible fósil, pero este efecto frecuentemente está limitado en tiempo y eficiencia, en un grado indeseable. El agua más densa puede fluir hacia abajo y lejos del yacimiento de combustible fósil, disminuyendo rápidamente o eliminando cualquier efecto de desplazamiento.

El dióxido de carbono supercrítico puede ser sumamente útil para intensificar la recuperación de petróleo. Específicamente, la naturaleza de fluido supercrítico y la naturaleza química del material lo hacen miscible con el petróleo para disminuir la viscosidad y la densidad del petróleo y/o para mejorar el flujo de petróleo a través de la formación. Además, la densidad del dióxido de carbono supercrítico es sustancialmente menor que la densidad del agua y, por lo tanto, tiende a elevarse en el yacimiento de combustible fósil en lugar de fluir hacia abajo como lo hace el agua más densa. Adicionalmente, las propiedades materiales del CO2 supercrítico le permiten funcionar como un mejor solvente también para otros materiales. Específicamente, en comparación con el CO2 gaseoso o líquido, el C02 supercrítico exhibe propiedades materiales que pueden incrementar sustancialmente sus propiedades de disolución. Actualmente, a fin de usar dióxido de carbono supercrítico en los métodos de recuperación, se debe transportar el C02 desde su fuente (ya sea natural o antropogénica) hasta el sitio de uso.

Hasta un 70 por ciento del petróleo que se encuentra actualmente en las formaciones es irrecuperable sin el uso de métodos mejorados para recuperar petróleo, en particular mediante EOR conducida por C02. A pesar de su potencial, hay severos factores limitantes en la EOR, en la técnica actual. Primeramente, la creación industrial de C02 purificado es excesivamente costosa en la separación, purificación y compresión, para usarla en la EOR, ya que normalmente requiere de grandes inversiones en capital y en operación, en la forma de adiciones de sistema, tales como depuradores de amina y/o otros solventes. Incluso posteriormente, se debe comprimir el C02 a una presión suficiente para inyectarlo en el pozo. Estos sistemas no solamente son costosos y potencialmente peligrosos para el medio ambiente, sino que también requieren de energía, limitando de esa manera la eficiencia del sistema total. En segundo lugar, son necesarias redes de tuberías y no son suficientes en la mayoría de las ubicaciones en las que la EOR es una posibilidad, limitando de esa manera su exposición de un número importante de formaciones. En los casos actuales, las redes de tuberías han estado alimentadas desde fuentes geológicas de CO2¦ Sin embargo, éstas son extremadamente limitadas en localización y en las cantidades de CO2 disponibles.

Además, en una oposición económica y política, en la que las emisiones de C02 están fuertemente vigiladas y siempre desaconsejadas, generalmente es indeseable abrir los depósitos de C02 que ya han sido secuestrados geológicamente.

Cuando se sacan los combustibles fósiles de los yacimientos subterráneos usando métodos de recuperación intensificada, frecuentemente contienen C02 disuelto y otras impurezas que deben ser separadas usando procesos, tales como procesos de absorción. Éstos pueden incluir los siguientes: procesos químicos, físicos y/o de superficie sólida; separación física por medio de medios de membrana o criogénicos, o soluciones híbridas que ofrezcan solventes físicos y químicos mezclados. Tales procesos pueden incluir, pero sin limitación a ellos: el proceso de Ryan/Holmes costoso e ineficiente; el proceso de separador a baja temperatura (LTX) , el proceso de amina FLUOR, el proceso Selexol, el proceso Rectisol, y otros. Se usan estos procesos para eliminar el contenido de C02 del gas natural separado del petróleo líquido, de manera que la fracción de gas útil (por ejemplo, la fracción CH4) pueda ser producida con suficiente pureza para venderla en sistemas de tubería y de manera que el C2 y las fracciones de hidrocarburo mas grandes puedan ser separadas para la venta. Además, se pueden usar los procesos para procesar el gas de combustión y/o el gas sulfuroso antes de que se pueda transportar o reutilizar. En algunos casos, cuando el contenido de C02 es de cantidad suficiente (por ejemplo, más de 30 por ciento en peso o presión parcial), se puede reciclar el C02 separado para uso ulterior en la EOR. Específicamente, con respecto a otras impurezas, el gas natral que contiene cantidades elevadas de sulfuros de hidrógeno (típicamente un contenido de H2S de más de 5.7 mg por metro cúbico) es conocido como gas sulfuroso y se debe eliminar el H2S (es decir, de manera que se "endulce" el gas natural) usando procesos tales como el proceso de amina o el proceso de Claus antes de su inyección en las tuberías. Estos procesos de eliminación de impurezas pueden tener efectos dañinos sobre el medio ambiente, la eficiencia del sistema y los costos totales de recuperación.

Aun cuando se usa C02 para la recuperación intensificada, los combustibles fósiles recuperables presentes en una formación eventualmente se agotan. El sistema de inyección de C02 debe denensamblarse entonces y moverse a una nueva ubicación, que puede estar muy distante, o descontinuarse y reducirse a chatarra. Esto requiere la instalación de tuberías de trasmisión de C02 con requerimientos significativos en permisos, tiempo y costos. Alternativamente, las desventajas de mover el C02 a un sitio de inyección puede ocultar todavía el uso económico e incluso satisfactorio del C02 en un método de recuperación intensificada del combustible fósil.

Hay necesidad en particular de métodos de EOR para aplicarlos a la recuperación de aceites muy pesados, tales como un aceite por debajo de una densidad de alrededor de 15 API, betún y arenas alquitranosas . Frecuentemente los depósitos de aceite pesado son recuperados mediante la inyección de vapor producido desde generadores de vapor en la superficie, o como un vapor de salida de un sistema generador de energía a base de vapor. Estos sistemas frecuentemente son viejos, ineficientes y sumamente contaminantes, en particular con emisiones elevadas de C02. Consecuentemente, ha habido esfuerzos por diseñar un dispositivo generador de calor que sea suficientemente compacto para ser contenido dentro del agujero del pozo y que pueda llevar a combustión un combustible fósil dentro del yacimiento, produciendo no sólo calor, sino también C02 y vapor, que actúan para desplazar el aceite de menor viscosidad, calentado. La patente US No. 4,397,356 describe una cámara de combustión a presión en el fondo del pozo, en la que se queman un combustible y un oxidante dentro de una cámara de combustión a presión, que incluye una sección catalítica para garantizar la combustión completa sin formación de cisco que pudiera bloquear el frente del yacimiento de petróleo.

Sin embargo, dichos esfuerzos todavía se quedan cortos en proveer medios suficientes para intensificar la recuperación de una gran variedad de yacimientos de formación, en una gran variedad de sitios, de una manera que sea eficiente, económica, amistosa para el medio ambiente y que se pueda movilizar fácilmente para transportarlos a diferentes sitios de trabajo, según se necesite. Consecuentemente, sigue habiendo necesidad, en este campo, de otros sistemas y métodos para intensificar la recuperación de depósitos en formaciones, que no solamente disminuyan el impacto sobre el medio ambiente, sino que también provean, posiblemente, soluciones a otras cuestiones existentes en la generación de energía.

Sumario de la Invención La presente invención provee sistemas y métodos para intensificar la recuperación de una variedad de depósitos en formaciones, incluyendo, pero sin limitación a ellos, combustibles fósiles y otras mercancías. Benéficamente, se puede lograr la recuperación intensificada usando el CO2 que no puede ser dirigido de un proceso de combustión que opcionalmente puede proveer energía, al mismo tiempo que provee también el CO2 usado en los métodos de recuperación intensificada.

En varias modalidades relacionadas con la recuperación de combustibles fósiles, se puede usar el C02 para crear y sostener fracturas en formaciones rocosas, para promover más pasajes de flujo libre para los combustibles fósiles contenidos en las formaciones, para desplazar los hidrocarburos (por ejemplo, metano) de las superficies de la formación, tal como en las formaciones de metano en lechos de hulla, para proveer el desplazamiento volumétrico o a presión de combustibles fósiles dentro de una formación, y para mezclado con el combustible fósil, de tal manera que se reduzca la densidad o la viscosidad del combustible fósil, o ambas cualidades. Más aún, se puede usar el C02 (solo o con agua, de preferencia en la forma de vapor u otros materiales) para reducir la viscosidad del combustible fósil (por ejemplo, aceites pesados) directamente, mezclando con el combustible fósil, o bien indirectamente, calentando el combustible fósil, o de ambas maneras.

Los métodos y sistemas de la invención que utilizan C02 para la recuperación intensificada de los yacimientos de material combustible pueden exhibir una variedad de características útiles. Por ejemplo, en algunas modalidades, se puede obtener el CO2 como un subproducto (por ejemplo, como un producto de combustión) de un proceso de generación de energía (por ejemplo, el que quema un combustible fósil). En ciertas modalidades se puede suministrar el C02 desde un proceso de generación de energía, a una presión que sea adecuada para la inyección directa en una formación de yacimiento, específicamente en una estructura geológica o formación rocosa. En otras modalidades, se puede suministrar el CO2 desde un proceso de generación de energía en una ubicación que sea adecuada para inyección directa en la formación del yacimiento. Más específicamente ese depósito directo puede significar que cualquier tubería de trasmisión de CO2 asociada con la transición del C02 para inyección, tendría una longitud mínima de casi cero —por ejemplo, menos de alrededor de 10 millas (16 Km), menos de alrededor de 5 millas (alrededor de 8 Km) , menos de alrededor de 1 milla (alrededor de 1.6 Km), menos de alrededor de 1000 pies (304 m) o menos de alrededor de 100 pies (30.4 m) . En otras modalidades, la invención puede proveer un sistema generador de CO2 transportable, que también puede instalarse en, o cerca del punto de uso del C02 -por ejemplo, en el mismo campo con uno o más pozos, o incluso directamente dentro de una perforación de pozo. En modalidades adicionales, la invención puede proveer un sistema generador de CO2 transportable que puede ser desensamblado fácilmente, reubicado y vuelto a ensamblar en uno o más puntos subsiguientes de uso del C02 después de usar el sistema en un primer punto. En otras modalidades, la invención puede proveer un sistema generador de C02 transportable, que se puede conectar al punto de uso del C02 sin tubería o con una tubería con una longitud mínima, como se describe en otra parte de la presente.

En varias modalidades, el proceso de generación de energía del que se deriva el C02 puede ser alimentado al menos parcialmente usando una corriente separada de una fracción del material combustible recuperado de acuerdo con un método de la invención. En ciertas modalidades, la corriente separada (que puede ser una corriente de gas) puede contener por lo menos C02 y se puede usar la corriente separada sin pasos adicionales de proceso para eliminar el hidrocarburo o los componentes contaminantes presentes, antes de ser comprimido opcionalmente y que se vuelva por lo menos parte del combustible alimentado a un proceso de producción de energía, del que se deriva el C02. En modalidades preferidas, un proceso de producción de energía, útil de acuerdo con la invención, puede usar CO2 como fluido de traba o .

La invención comprende en general un proceso que produce C02 y dicho proceso puede ser usado asimismo para producir electricidad, lo que incrementa su valor. Opcionalmente, se puede simplificar el proceso sustancialmente a sólo una cámara de combustión a presión. En este caso, el costo de capital es extremadamente bajo. Este caso es óptimo cuando el costo de combustible es muy bajo, como en sitios en los que se quema el gas natural, o cuando está disponible un lodo de hulla como combustible de bajo costo .

En otras modalidades se puede usar la cámara de combustión a presión para la inyección directa del C02 (y/o agua opcionalmente) en un yacimiento adecuado para la recuperación de los depósitos, tales como combustibles fósiles. Se puede añadir cualquier combinación de gas combustible, oxígeno, agua, nitrógeno, argón, aire u otros aditivos, a una cámara de combustión de alta presión y alta temperatura .

En una modalidad, el C02 (y/o agua), como resultado de la combustión (encima del piso o en el fondo de la perforación) se puede dirigir a un yacimiento adecuado para la recuperación de combustible fósil. En otra modalidad, se puede dirigir el C02 (y/o agua) a través de cualquier combinación de enfriadores, filtros y bombas, antes de inyectarlo en un pozo para la recuperación de combustible fósil. Esta modalidad puede ser usada particularmente sólo para la producción de CO2 supercritico para intensificar la recuperación de combustibles fósiles desde yacimientos apropiados. En estos procesos, se puede comprimir el dióxido de carbono a una presión significativa, con frecuencia de más de 200 barias (20 MPa) para inyectarlo en formaciones subterráneas que han perdido la presión necesaria para facilitar el flujo de los combustibles fósiles y otras sustancias, a una perforación de pozo, para su retiro. El dióxido de carbono puede actuar para volver a poner a presión la formación subterránea y actúa como tensioactivo natural para hinchar y/o sacar el aceite y otros combustibles fósiles de las superficies y los poros de las rocas. En el caso de recuperación intensificada de metano de lecho de hulla (ECBMR) y de otras formas de recuperación de gas natural, los lechos de hulla y otras estructuras subterráneas se inundan o se fracturan con C02 que actúa nuevamente para poner a presión el pozo, romper la roca para liberar el gas, o como un tensioactivo natural para sacar el gas natural. En el caso de metano de lecho de hulla, el C02 desplaza el CH4 y varios gases de hidrocarburo de cadena corta asociados con (por ejemplo, adsorbidos en) las superficies de las partículas de hulla, y el propio C02 queda entonces adsorbido en la hulla, secuestrando efectivamente el C02 en la formación.

En otra modalidad más, la cámara de combustión a presión puede estar localizada específicamente dentro de la perforación para generar vapor y/o calor en las aplicaciones de recuperación intensificada, tales como EOR, particularmente en formaciones en las que el API del material combustible está por debajo de alrededor de 20, como en las arenas alquitranosas . En una formación que contiene material combustible, una cámara de combustión a presión en el fondo de la perforación, enfriada por agua, puede generar vapor y calor para separar el material combustible. En una modalidad, cuando una corriente a presión que contiene el material combustible sale del yacimiento, la corriente procede a través de un expansor y hacia el yacimiento, donde se separa el aceite pesado. Luego se dirige el agua y/o el C02 a través de los componentes de producción de energía para generar electricidad, y se produce C02 para diluir los combustibles que van hacia la cámara de combustión a presión en el fondo de la perforación.

La presente invención es particularmente benéfica por cuanto puede proveer una fuente de C02 de alta pureza, segura, consistente, para uso como fluido de recuperación. Dado que el C02 producido desde el proceso de producción de energía es dirigido al método de recuperación, esto previene benéficamente la liberación inmediata del C02 a la atmósfera ya que el C02 puede ser más bien secuestrado en el yacimiento de combustible fósil (por lo menos en parte) después de bombearlo al fondo de la perforación con fines de recuperación y/o será reciclado a través del proceso una o más veces. Además, la disponibilidad de una fuente de C02 de alta pureza, segura y consistente, puede reemplazar el uso de materiales ambientalmente per udiciales, como fluidos de fracturación, puesto que el C02 puede estar fácilmente a disposición, y es una alternativa que ahorra costos respecto a las opciones más tóxicas.

En otra modalidad, la corriente de C02 que sale de la cámara de combustión dentro de la perforación, o el ciclo de alta eficiencia se puede enfriar con agua para crear un generador de vapor. La invención provee también la opción de usar vapor de agua como fluido de traspiración. Más específicamente, se puede dirigir la presente invención a métodos para recuperar un depósito de material combustible desde una formación. El método comprende someter a combustión un combustible para proveer una corriente que contiene C02, en la que por lo menos una porción del C02 está en estado supercrítico . En otras palabras, por lo menos una porción de la corriente puede comprender C02 supercrítico. El método puede comprender también inyectar por lo menos una porción de la corriente que contiene C02 en la formación que incluye el yacimiento de material combustible, para recuperarlo de tal manera que por lo menos una porción del material combustible de la formación, y por lo menos una porción de la corriente de C02 fluyan desde la formación y hacia un pozo de recuperación .

En modalidades más particulares, el método anotado puede tener una variedad de características. A continuación se anotan ejemplos no restrictivos de otras modalidades: La corriente que contiene C02 puede exhibir una presión de por lo menos 7.5 MPa, cuando se inyecta la corriente que contiene C02 en la formación.

El paso de someter a combustión se puede efectuar encima del suelo, en una ubicación que esté a corta distancia (por ejemplo, menos de alrededor de 5 Km) del sitio en el que se inyecta la corriente que contiene C02 en la formación Antes de ser inyectada en la formación, se puede expandir la corriente que contiene C02 a través de una turbina, para generar energía.

Se puede inyectar la corriente que contiene C02 procedente de la combustión, en la formación, sin ninguna compresión, recolección o transportación intermedias, al sitio en el que se dirige la corriente que contiene C02 a la formación. Similarmente , se puede inyectar directamente la corriente que contiene C02 en la formación, sin someterla a ningún procesamiento intermedio.

Se puede inyectar la corriente que contiene C02 en la formación a través de un pozo de inyección. Adicionalmente, se puede efectuar el paso de someter a combustión dentro de la perforación del pozo de inyección.

Se puede llevar a cabo párticularmente el paso de someter a combustión usando una cámara de combustión a presión enfriada por transpiración. Más en particular, el método puede comprender proveer un combustible, un oxidante y un fluido de transpiración a la cámara de combustión a presión enfriada por transpiración. Todavía más en particular, el método puede comprender proveer un fluido de trabajo a la cámara de combustión a presión, que sea diferente del fluido de transpiración.

En ciertas modalidades, un método para recuperar un depósito de material combustible de una formación de acuerdo con la invención puede comprender los siguientes pasos: proveer un combustible de combustión y un oxidante en una cámara de combustión a presión enfriada por transpiración; poner en combustión el combustible de combustión para proveer una corriente que contiene C02 que comprende C02 supercritico; e inyectar por lo menos una porción de la corriente que contiene C02 en la formación que incluye el depósito de material combustible para recuperación, de tal manera que por lo menos una porción del material combustible en la formación, y por lo menos una porción del flujo de corriente de C02 fluya de la formación y hacia el pozo de recuperación .

En particular, se puede llevar a cabo la combustión por arriba del suelo. De esta manera, el combustible de combustión y el oxidante pueden proveerse en una cámara de combustión a presión enfriada por transpiración, situada sobre el suelo.

Después de poner en combustión y antes de inyectar, el método puede incluir expandir la corriente que contiene C02 a través de una turbina para la generación de energía, para formar una corriente expandida que contiene C02. Se puede hacer pasar la corriente expandida que contiene C02 a través de uno o más separadores que retiren uno o más componentes secundarios que estén presentes en la corriente que contiene C02. De preferencia se lleva a cabo el enfriamiento primero y la separación se lleva a cabo secuencialmente después.

También antes de inyectar se puede separar la corriente que contiene C02 a una corriente de C02 de inyección, que se inyecta en la formación, y una corriente de C02 de reciclaje que se provee a la cámara de combustión a presión enfriada por transpiración, como un fluido de trabajo. Para ese fin, el método puede comprender además uno o más de los siguientes: comprimir la corriente de C02 de reciclaje haciendo pasar la corriente a través del compresor y calentar la corriente de C02 de reciclaje haciendo pasar la corriente a través del cambiador de calor que enfrió la corriente expandida que contiene C02. Consecuentemente, el método puede comprender entonces proveer la corriente de C02 de reciclaje a la cámara de combustión a presión, como fluido de trabajo. De preferencia, se puede proveer la corriente de C02 de reciclaje a la cámara de combustión a presión a una presión de por lo menos alrededor de 2 MPa. En algunas modalidades, se provee por lo menos una porción de la corriente de C02 de reciclaje a la cámara de combustión a presión como al menos una porción de un fluido de transpiración usado para enfriar la cámara de combustión enfriada por transpiración. También puede ser preferible que la corriente de C02 de reciclaje se provea a la cámara de combustión a un nivel de pureza especifico, por ejemplo, que tenga una pureza de por lo menos 95 por ciento molar.

La presión de la corriente que contiene C02 puede variar en todo el método. Por ejemplo, la corriente expandida que contiene C02 puede tener una presión de por lo menos alrededor de 1.5 MPa. Además, la corriente que contiene C02 inyectada en la formación puede tener una presión de por lo menos alrededor de 7.5 MPa. La presión puede ser relevante para el estado del C02. Específicamente, puede ser preferible que la corriente que contiene C02 que se va a inyectar en la formación comprenda C02 supercrítico . Similarmente, se puede llevar a cabo la combustión a una escala de temperatura específica, por ejemplo, a una temperatura de por lo menos alrededor de 400 °C.

En modalidades particulares, se puede proveer el combustible de combustión y el oxidante a la cámara de combustión a presión enfriada por transpiración que está situada dentro de la perforación en un pozo que se abre a una formación. En esas modalidades, la invención también puede comprender proveer agua a la cámara de combustión enfriada por transpiración, de manera que la corriente que contiene CO2 incluya adicionalmente vapor. Específicamente, se puede proveer el agua a la cámara de combustión enfriada por transpiración como un fluido de enfriamiento por transpiración.

Como se hizo notar con anterioridad, los métodos de la invención pueden comprender además recibir del pozo de recuperación una corriente de recuperación que comprende el material combustible y el CO2 - Consecuentemente, los métodos pueden comprender separar la corriente de recuperación a una corriente de gas recuperado y una corriente de líquido recuperado. Específicamente, la corriente de gas recuperado puede comprender metano y C02 (así como, opcionalmente, uno o más de hidrocarburos de 2 átomos de carbono, hidrocarburos de 3 átomos de carbono e hidrocarburos de 4 átomos de carbono) . La corriente líquida recuperada puede comprender específicamente petróleo (que en particular puede ser petróleo crudo, pero que no excluye las formas gaseosa y/o sólida del petróleo) . En algunas modalidades, la corriente líquida recuperada puede comprender un material combustible sólido fluidizado.

En ciertas modalidades, los métodos de la invención pueden comprender: dirigir por lo menos una porción de la corriente gaseosa recuperada, a la cámara de combustión a presión, como al menos una porción del combustible de combustión. Para ello, la separación puede comprender: dirigir la corriente de recuperación a través de por lo menos una etapa de abatimiento de presión, a una presión definida, de manera que se extraiga una o más fracciones gaseosas de material combustible, y la fracción restante de la corriente de recuperación a la presión definida, comprenda material combustible liquido. En modalidades particulares, una o más de las fracciones gaseosas del material combustible pueden comprender el C02. También los métodos pueden comprender adicionalmente dirigir una fracción gaseosa de material combustible que comprende el C02 a la cámara de combustión a presión, por lo menos una porción del combustible de combustión. Los métodos también pueden comprender hacer pasar la fracción gaseosa del material combustible a través de una compresora que incremente la presión de la fracción gaseosa del material combustible antes de que sea introducida a la cámara de combustión a presión. En modalidades especificas, la separación puede dar por resultado una pluralidad de fracciones gaseosas de material combustible, y cada una de las fracciones puede comprender C02. En dichas modalidades se pueden combinar dos o más de la pluralidad de fracciones gaseosas del material combustible que comprenden C02 y se las puede dirigir a la cámara de combustión a presión como al menos una porción del combustible de combustión. Esto puede comprender además: hacer pasar las fracciones gaseosas del material combustible a través de una compresora que incremente la presión de las fracciones gaseosas del material combustible, antes de introducirlas a la cámara de combustión a presión. Dicha compresora puede ser específicamente una compresora de etapas múltiples. De preferencia los pasos de separación dividirán sustancialmente todo el C02 de. la corriente de recuperación en las una o más fracciones gaseosas del material combustible. Por ejemplo, las fracciones gaseosas de material combustible que comprenden el C02 pueden incluir por lo menos alrededor del 95 por ciento en masa del CO2 presente en la corriente de recuperación.

Si se desea, el método puede comprender además: separar la corriente de gas recuperado a una corriente de gas hidrocarburo recuperada y una corriente de gas que no es hidrocarburo recuperada (por ejemplo, separar por lo menos una porción del C02 de las fracciones de gas combustible) . Si bien esto no es necesario de acuerdo con la invención, puede ser conveniente en modalidades especificas y, por lo tanto, está comprendido por los métodos de la invención.

En otras modalidades, la invención puede caracterizarse porque provee un método para producir una corriente que contiene C02 en el fondo de la perforación de un pozo. En particular, el método puede comprender los siguientes pasos: proveer un combustible de combustión y un oxidante en una cámara de combustión a presión enfriada por transpiración, situada en el fondo de la perforación en un pozo que está en o alrededor de una formación, que incluye un depósito de material; proveer un fluido de enfriamiento por transpiración en la cámara de combustión a presión; y someter a combustión el combustible dentro de la cámara de combustión a presión enfriada por transpiración, en presencia del fluido de enfriamiento por transpiración, a fin de proveer una corriente que contiene C02 desde una salida de la cámara de combustión a presión, a una presión de por lo menos alrededor de 7.5 MPa, y a una temperatura de por lo menos alrededor de 400 C. Se prefiere que por lo menos una porción de la corriente que contiene C02 comprenda C02 supercritico .

En modalidades particulares, la invención puede comprender utilizar una corriente que contiene C02 como un medio para expandir un pozo previamente formado y/o formar una trayectoria separada a través de una formación. Específicamente, los métodos pueden comprender: dirigir la corriente que contiene C02 hacia la formación de manera que la corriente que contiene C02 provista desde la salida de la cámara de combustión a presión penetre en la formación y cree en ella una trayectoria. El método también puede comprender hacer avanzar la cámara de combustión a presión a través de la trayectoria formada.

Es preferible que por lo menos una porción de cualquier corriente formada que contenga C02 se pueda inyectar en la formación que incluye el depósito de material combustible, de tal manera que, por lo menos una porción del material combustible de la formación, y por lo menos una porción de la corriente de C02 fluyan desde la formación y hacia un pozo de recuperación. Posteriormente, se pueden llevar a cabo los pasos de recuperación que ya fueron discutidos en lo que antecede.

La invención provee también una variedad de sistemas y aparatos que pueden ser útiles para recuperar los depósitos de las formaciones. Por ejemplo, en ciertas modalidades, la invención se puede caracterizar porque provee un aparato para producir una corriente que contiene C02 dentro de la perforación de un pozo. En particular, el aparato puede comprender una cámara de combustión a presión enfriada por transpiración; un suministro de combustible, en conexión de fluido con la cámara de combustión a presión; un suministro de oxidante, en conexión de fluido con la cámara de combustión a presión; un suministro de refrigerante por transpiración en conexión de fluido con la cámara de combustión a presión; una cámara dentro de la cámara de combustión a presión enfriada por transpiración, en la que la combustión del combustible ocurre a una temperatura de por lo menos alrededor de 600 °C para producir la corriente que contiene C02; y una salida en la cámara de combustión a presión que suministra la corriente que contiene C02 desde la cámara de combustión y hacia el pozo. En modalidades particulares, la salida puede comprender una boquilla de forma cónica, que concentra la corriente que contiene C02 suministrada desde ella. En otras palabras, la boquilla enfoca la corriente que contiene C02 a una corriente estrechada, en comparación con el extremo de salida de la cámara de combustión a presión; exhibiendo la corriente estrechada energía incrementada.

En modalidades adicionales se puede caracterizar la invención por proveer un sistema generador de C02. Dicho sistema puede ser usado para recuperar un depósito de material combustible desde una formación. Por ejemplo, ese sistema puede comprender los siguientes componentes: una cámara de combustión a presión enfriada por transpiración; un suministro de combustible de combustión, en conexión de fluido con la cámara de combustión a presión; un suministro de oxidante, en conexión de fluido con la cámara de combustión a presión; un suministro de refrigerante por transpiración, en conexión de fluido con la cámara de combustión; una cámara dentro de la cámara de combustión enfriada por transpiración, configurada para recibir y someter a combustión el combustible de combustión, para proveer la corriente que contiene C02 que comprende C02 supercritico; un componente de inyección que suministra la corriente que contiene C02 a la formación, que incluye el depósito de material combustible, de manera que por lo menos una porción del material combustible de la formación y por lo menos una porción de la corriente de C02 fluyan desde la formación y hacia el pozo de recuperación, como una corriente de recuperación; y uno o más componentes procesadores para procesar el material combustible recuperado y el C02 de la corriente de recuperación.

En modalidades particulares, el componente o los componentes de procesamiento pueden comprender un expansor que reduzca la presión de la corriente de recuperación. Más específicamente, el expansor puede comprender una turbina generadora de energía. Adicionalmente, el componente o los componentes de procesamiento pueden comprender una o más unidades de separación. Más específicamente, la unidad de separación puede ser una unidad que separa una corriente de gas de una corriente de líquido. El componente de inyección puede comprender una tubería que se extiende hacia un pozo formado en la formación.

En modalidades específicas, el suministro o los suministros de combustible de combustión, el suministro de oxidante y el suministro de refrigerante por transpiración pueden comprender tuberías de dimensiones suficientes para entregar el material respectivo en la perforación dentro de un pozo formado en la formación. En otras modalidades, la cámara de combustión enfriada por transpiración puede estar configurada para usarla dentro de la perforación en un pozo formado en la formación. Se prefiere que el sistema pueda ser suficientemente modular en su construcción como para que el sistema pueda ser reconfigurado entre un estado de transportación y un estado generador de C02. Dicha reconfiguración puede ser efectuada particularmente en cuestión de horas, días o semanas.

Breve Descripción de las Figuras de la Invención A fin de ayudar a que se comprendan las modalidades de la invención, se hará referencia ahora a los dibujos anexos, en los que los números de referencia similares se refieren a elementos similares, y que no necesariamente están dibujados a escala. Los dibujos son únicamente ejemplares, y no se deben considerar como restricciones a la invención.

La figura 1 provee una sección de una formación geológica típica que contiene petróleo como depósito, e ilustra un sistema y un método de recuperación intensiva del petróleo en la formación, mediante la combustión de un combustible en una cámara de combustión a presión en el fondo de la perforación, localizada en un pozo de inyección, de acuerdo con una modalidad de la invención, para producir CO2 que es dirigido a la formación desde el pozo de inyección, para intensificar la recuperación del petróleo por medio de un pozo de producción con procesamiento opcional del aceite producido.

La figura 2 provee una sección de una formación geológica típica que contiene gas natural como un depósito e ilustra un sistema y un método para intensificar la recuperación del gas natural en el depósito a través de la combustión de un combustible en una cámara de combustión a presión en la superficie, de acuerdo con una modalidad de la invención, para producir C02 que es dirigido a la formación desde un pozo de inyección para intensificar la recuperación del gas natural a través de un pozo de producción, con procesamiento opcional del gas natural producido.

La figura 3 provee una sección de una porción de una formación geológica típica que contiene un combustible fósil, e ilustra un sistema y un método para intensificar la recuperación del combustible fósil por medio de la combustión de un combustible para producir C02 que es dirigido a la formación desde un pozo de inyección; donde se provee un sistema y un método de doble cámara de combustión a presión para facilitar el uso de combustibles de combustión que pueden formar ceniza u otros materiales en partículas como un producto de combustión; y La figura 4 provee una gráfica que ilustra la eficiencia de un método de producción de energía, de acuerdo con una modalidad de la invención, en el que el gas sulfuroso (es decir, el gas natural con un contenido de H2S) es usado como combustible de combustión; mostrándose la eficiencia como una función del contenido de ¾S en la corriente de recuperación de petróleo crudo, del que se separó el gas sulfuroso .

Descripción Detallada de la Invención Se describirá ahora la invención más completamente en lo que sigue, mediante referencia a varias modalidades. Se proveen estas modalidades de manera que esta descripción sea total y completa, y lleven el alcance completo de la invención a quienes sean expertos en la materia. En realidad, la invención se puede poner en práctica en muchas formas diferentes y no se debe considerar limitada a las modalidades expuestas aquí; más bien, esas modalidades están dadas de manera que esta descripción satisfaga los requisitos legales aplicables. Cuando se usan en la descripción y en las reivindicaciones anexas, las formas en singular "un" "una", "el", "la" incluyen los referentes en plural, a menos que el contexto exija claramente lo contrario.

La presente invención se refiere a sistemas y métodos para proveer una fuente de C02 de alta pureza, segura, que puede ser provista de manera segura y efectiva para uso en intensificar la recuperación de una variedad de depósitos de formación, en particular, depósitos de material combustible. En modalidades especificas, los términos "depósito" y "depósito de formación" se pueden referir específicamente a depósitos de material combustible. Cuando se usa aquí, el término "material combustible puede abarcar específicamente cualquier material que sea reconocido como proveedor de energía, tal como mediante la combustión del material, transferencia de calor u otros medios, de manera que se obtenga el potencial energético almacenado en el material. Un material combustible puede comprender materiales carbonosos (incluyendo biomasa, materiales de desecho y otros similares) , que pueden comprender además hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos (incluyendo, en una forma que consiste totalmente de hidrógeno y carbono, y en una forma que incluye además elementos adicionales o compuestos adicionales, por ejemplo, azufre y oxigeno, como parte de la estructura química del hidrocarburo, o como una mezcla física con el hidrocarburo) . Más específicamente, se puede caracterizar un material combustible como un combustible fósil, petróleo, petróleo crudo, gas natural, hulla, coque, betún, esquisto de petróleo, arenas alquitranosas y/o sus combinaciones, y/o sus derivados. Otros aspectos de las formaciones geológicas que satisfacen los criterios descritos arriba, que pueden ser reconocibles por quienes tengan experiencia en la material, con conocimiento de la presente invención, también pueden estar comprendidos por la presente invención .

En varias modalidades, la presente invención se puede caracterizar porque comprende inyectar C02 o una corriente que contiene C02 en una formación. En este sentido, inyectar o inyección puede incluir una trasmisión pasiva del material a una formación. Puesto que la propia acción de transportar un material líquido o gaseoso a la cara de una roca o una formación de otra manera porosa requiere típicamente presión aplicada para permear significativamente la formación, la inyección se puede caracterizar porque incluye la aplicación de una fuerza, tal como una presión aplicada. Puesto quela cámara de combustión a presión de la presente invención puede proveer una corriente de producto de combustión a alta presión, la presión inherente del producto de combustión producido puede ser suficiente para obtener la inyección de la corriente de producto de la combustión (o una porción de él) en una formación. Sin embargo, en otras modalidades, se puede usar presión adicional, en particular si se ha expandido la corriente de producto de combustión en un método de producción de energía. Por supuesto, también se puede usar expansión adicional.

En ciertas modalidades, el CO2 usado en la recuperación intensificada de los depósitos de formación puede ser producido por un método o ciclo de combustión en el que se somete a combustión un combustible para proveer una corriente de producto de combustión que comprende C02. Se puede extraer el C02 de una corriente de producto de combustión y, de esa manera, se puede obtener en diversos estados de pureza. Venta osamente, a través de los pasos de procesamiento específicos efectuados, el C02 aislado puede estar sustancialmente puro por completo. Sin embargo, en algunas modalidades, se puede usar el C02 de acuerdo con la invención como un componente integrado de una corriente de producto de combustión. En otras palabras, como se discute más completamente después, si bien se puede purificar el C02 que viene de una corriente de producto de combustión, a un grado definido, antes de usarlo, el producto de la combustión que contiene C02 puede ser usado en la invención sin purificación sustancial o sin purificación alguna (es decir, inyección directa de la corriente de producto de combustión, que puede estar caracterizada como la corriente que contiene C02 ) . La combustión puede o no ser un componente de un sistema o método mayor, tal como un sistema o un método de producción de energía. Así pues, el C02 usado de acuerdo con la invención puede derivarse de un sistema o un método de producción de energía. El C02 (ya sea una corriente purificada o como un componente de una corriente de producto de combustión) puede estar dirigido para usarlo en un método de recuperación como se discute aquí.

Un sistema para proveer CO2 para uso en un método de recuperación intensificada puede comprender una cámara de combustión a presión, que está configurada para la producción de C02 a través de la combustión de un combustible. Un aspecto de la combustión puede ser la producción de energía, y la provisión del CO2 para la recuperación intensificada de depósitos puede ocurrir después de la producción de energía, antes de la producción de energía o tanto después como antes de la producción de energía. Sin embargo, en algunas modalidades se puede llevar a cabo la combustión únicamente para la producción de C02 para la recuperación intensificada de los depósitos. Consecuentemente, se podría configurar cualquier sistema que someta a combustión un combustible carbonoso y produzca C02 en las cantidades y las formas descritas aquí para usarlo de acuerdo con la presente invención, a la luz de la presente descripción.

La combustión, como un medio para producir C02/ puede comprender el uso de una cámara de combustión a presión de alta eficiencia de combustible (tal como una cámara de combustión a presión enfriada por transpiración) y, opcionalmente, un fluido moderador, que también puede funcionar como fluido de transpiración, un fluido mezclador y/o un fluido de circulación. Específicamente, el fluido de circulación puede ser provisto en la cámara de combustión a presión junto con un combustible apropiado, cualquier oxidante necesario y cualesquiera materiales asociados que puedan ser útiles para la combustión eficiente y/o para la recuperación intensificada ulterior de los depósitos. En ciertas modalidades, la invención puede comprender el uso de una cámara de combustión a presión que opera a temperaturas muy altas (por ejemplo, en la escala de alrededor de 1600 °C a alrededor de 330 °C o a otras escalas de temperatura, como se describe aquí; y el fluido de circulación puede ser útil para moderar la temperatura de una corriente de producto de combustión que sale de la cámara de combustión a presión, si se desea. Las cámaras de combustión a presión ejemplares, útiles de acuerdo con la invención, están descritas en la publicación estadounidense No. 2011/0083435 y en la publicación estadounidense No. 2010/0300063, cuyas descripciones quedan incorporadas aquí en su totalidad por medio de esta referencia.

En alguna modalidad, se puede llevar a cabo la combustión bajo condiciones tales, que el CO2 en la corriente de producto de combustión resultante esté en estado supercritico . La combustión a alta temperatura puede ser particularmente útil para proveer una corriente de CO2 para uso en los métodos de recuperación intensificada, a la luz de la capacidad para obtener la combustión sustancialmente completa del combustible, la máxima eficiencia y prevenir la producción de un contenido sustancial de material en partículas o materiales en otras formas sólidas. En diversas modalidades, la combustión a alta temperatura puede significar la combustión a una temperatura de por lo menos alrededor de 400 °C, por lo menos alrededor de 600 °C, por lo menos alrededor de 800 °C, por lo menos alrededor de 1000 °C, por lo menos alrededor de 1200 °C, por lo menos alrededor de 1300 °C, por lo menos alrededor de 1400 °C, por lo menos alrededor de 1500 °C, por lo menos alrededor de 1600 °C, por lo menos alrededor de 1750 °C, por lo menos alrededor de 2000 °C, por lo menos alrededor de 2500 °C, o por lo menos alrededor de 3000 °C. En otras modalidades, la combustión a alta temperatura puede significar la combustión a una temperatura de alrededor de 1200 °C a alrededor de 5000 °C, de alrededor de 1500 °C a alrededor de 4000 °C, de alrededor de 1600 °C a alrededor de 3500 °C; de alrededor de 1700 °C a alrededor de 3200 °C, de alrededor de 1800 °C a alrededor de 3100 °C, de alrededor de 1900 °C a alrededor de 3000 °C o de alrededor de 2000 °C a alrededor de 3000 °C.

El uso de enfriamiento por transpiración, de acuerdo con la presente invención puede ser particularmente útil para prevenir la corrosión, las fallas y la erosión en la cámara de combustión. Esto permite además que la cámara de combustión funcione en una escala de temperaturas suficiente alta para producir la combustión completa o por lo menos sustancialmente completa del combustible que se está usando.

A manera de ejemplo, una cámara de combustión enfriada por transpiración, útil de acuerdo con la invención, puede incluir una cámara de combustión definida al menos parcialmente por un miembro de transpiración; donde el miembro de transpiración está rodeado, al menos parcialmente, por un miembro de contención de presión. La cámara de combustión puede tener una porción de entrada y una porción de salida opuesta. La porción de entrada de la cámara de combustión puede estar configurada para recibir el combustible que va a ser sometido a combustión dentro de la cámara de combustión, a una temperatura de combustión para formar un producto de combustión. La cámara de combustión puede estar configurada además para dirigir el producto de combustión hacia la porción de salida. El miembro de transpiración puede estar configurado para dirigir una sustancia de transpiración a través de él hacia la cámara de combustión para amortiguar la interacción entre el producto de combustión y el miembro de transpiración. Además, se puede introducir la sustancia de transpiración en la cámara de combustión para obtener una temperatura de salida deseada del producto de la combustión. En modalidades particulares, la sustancia de transpiración puede comprender al menos parcialmente el fluido de circulación. Las paredes de la cámara de combustión pueden estar revestidas con una capa de material poroso, a través de la cual se dirige y fluye la sustancia de transpiración, tal como C02 y/o H20. La naturaleza perforada/porosa de la cámara de combustión a presión enfriada por transpiración se puede extender sustancialmente por completo (axialmente) desde la entrada hasta la salida, de tal manera que se dirija el fluido de transpiración sustancialmente a todo lo largo de la cámara de combustión. En otras palabras, sustancialmente toda la longitud de la cámara de combustión puede ser enfriada por transpiración. En otras cámaras de combustión a presión las perforaciones o los poros pueden estar espaciados a una densidad apropiada, de manera que se obtenga una distribución sustancialmente uniforme de la sustancia de transpiración (o sea, que no haya "puntos muertos" donde se carezca del flujo o la presencia de la sustancia de transpiración) . La proporción de área de poros respecto al área total de pared (porcentaje de porosidad) puede ser, por ejemplo, por lo menos de alrededor de 5 por ciento, por lo menos alrededor de 10 por ciento, por lo menos alrededor de 15 por ciento, por lo menos alrededor de 20 por ciento, por lo menos alrededor de 30 por ciento, por lo menos alrededor de 40 por ciento, o por lo menos alrededor de 50 por ciento. Se pueden utilizar en algunos ejemplos tamaños de disposición de alrededor de 10 x 10 a alrededor de 10,000 x 10,000 por pulgada (2.54 cm) con porcentajes de porosidad de alrededor de 10 por ciento a alrededor de 80 por ciento.

Una cámara de combustión a presión de ejemplo puede comprender una cámara de combustión definida por un miembro de transpiración que puede estar rodeado, al menos parcialmente, por un miembro de contención de presión. En algunos casos, el miembro de contención de presión puede estar rodeado adicionalmente, por lo menos parcialmente, por una camisa de transferencia de calor, donde la camisa de transferencia de calor puede cooperar con el miembro de contención de presión para definir uno o más canales entre ellos, a través de los cuales se puede hacer circular una corriente de agua a baja presión. Mediante un mecanismo de evaporación, se puede usar asi el agua circulada para controlar y/o mantener una temperatura seleccionada del miembro de contención de presión, en una escala de alrededor de 100 °C a alrededor de 250 °C. En algunos aspectos, la capa de aislamiento puede estar dispuesta entre el miembro de transpiración y el miembro de contención de presión.

En algunos casos, el miembro de transpiración puede comprender, por ejemplo, un miembro de transpiración exterior y un miembro de transpiración interior; estando dispuesto el miembro de transpiración interior opuesto al miembro de transpiración exterior, con respecto al miembro de contención de presión, y que define la cámara de combustión. El miembro de transpiración exterior puede consistir de cualquier material adecuado, resistente a la temperatura elevada, tal como, por ejemplo, acero y aleaciones de acero, incluyendo acero inoxidable y aleaciones con níquel. En algunos casos, el miembro de transpiración exterior puede estar configurado para definir primeros pasajes de suministro del fluido de transpiración, que se extienden a través de él, desde su superficie adyacente a la capa de aislamiento, hasta su superficie adyacente al miembro de transpiración interior. Los primeros pasajes de suministro del fluido de transpiración, en algunos casos, pueden corresponderse con los segundos pasajes de suministro del fluido de transpiración, definidos por el miembro de contención de presión, la camisa de transferencia de calor y/o la capa de aislamiento. Los primeros y segundos pasajes de suministro del fluido de transpiración, de esta manera, pueden estar configurados para cooperar en dirigir un fluido de transpiración a través de ellos, hacia el miembro de transpiración interior.

El miembro de transpiración interior puede consistir, por ejemplo, de un material cerámico poroso, un material perforado, un material laminado, una esterilla porosa consistente de fibras orientadas aleatoriamente en dos dimensiones y ordenadas en la tercera dimensión, o cualquier otro material adecuado o combinaciones de ellos, que exhiban las características requeridas de ellos, como se describe aquí, o sea, múltiples pasajes de flujo o poros u otras aberturas adecuadas para recibir y dirigir el fluido de transpiración a través del miembro de transpiración interior. Los ejemplos no restrictivos de cerámica porosa y otros materiales adecuados para dichos sistemas de enfriamiento por transpiración incluyen: óxido de aluminio, óxido de zirconio, zirconio endurecido por transformación, cobre, molibdeno, tungsteno, tungsteno infiltrado con cobre, molibdeno revestido con tungsteno, cobre revestido con tungsteno, varias aleaciones de níquel de alta temperatura y materiales con vaina o revestimiento de renio. Las fuentes de materiales adecuados incluyen, por ejemplo, CoorsTek, Inc. (Golden, CO, E. U. A) (zirconio); UltraMet Advanced Materials Solutions (Pacoima, CA, E. U. A.) (revestimientos de metal refractario); Orsam Sylvania (Danvers, MA, E. U. A.) (tungsteno / cobre); y MarkeTech International, Inc. (Port Townsend, WA, E. U. A.) (tungsteno). Los ejemplos de materiales perforados, adecuados para dichos sistemas de enfriamiento por transpiración, incluyen todos los materiales y proveedores anteriores (donde se pueden obtener las estructuras finales perforadas, por ejemplo, perforando una estructura inicialmente no porosa usando métodos conocidos en la técnica de la fabricación) . Los ejemplos de materiales laminados adecuados incluyen todos los materiales y proveedores anteriores (donde se pueden obtener las estructuras finales laminadas, por ejemplo, laminando estructuras no porosas o parcialmente porosas de tal manera que se obtenga la porosidad final deseada, usando métodos conocidos en la técnica de fabricación) .

Se puede dirigir la sustancia de transpiración a través del miembro de transpiración interior de manera que la sustancia de transformación forme una capa amortiguadora (o sea, un "muro de vapor") inmediatamente adyacente al miembro de transpiración interior dentro de la cámara de combustión. En algunos casos, se puede entregar el fluido de transpiración por lo menos a la presión que hay dentro de la cámara de combustión, a fin de que la velocidad de flujo del fluido de transpiración en la cámara de combustión sea suficiente para que el fluido de transpiración se mezcle con los productos de la combustión y los enfrie, para formar una mezcla fluida de salida a una temperatura deseada (por ejemplo, de apenas alrededor de 100 °C, en algunas modalidades, hasta de alrededor de 2000 °C, en otras modalidades) .

Un aparato de combustión a presión, útil de acuerdo con la invención, puede comprender varios componentes dependientes, tales como componentes útiles para proveer diversos materiales usados en el proceso de la combustión. Por ejemplo, la cámara de combustión a presión puede incluir una cámara mezcladora integrada; donde el combustible, el fluido de circulación (por ejemplo, C02 y/o agua) , el oxidante y cualesquiera materiales adicionales, necesarios para llevar a cabo la combustión, pueden combinarse en cualquier combinación. Alternativamente, se pueden mezclar dichos materiales fuera de la cámara de combustión a presión e introducirlos a la cámara de combustión a presión en estado sustancialmente mezclado. En varias modalidades, la cámara de combustión a presión puede incluir entradas para combustible, oxidante (por ejemplo, oxigeno o aire), fluido de circulación y fluido de transpiración. En modalidades específicas el fluido circulante y el fluido de transpiración pueden ser el mismo material o la misma mezcla de materiales. Se puede usar una unidad de separación o compresión de aire para proveer el oxidante (por ejemplo, en estado sustancialmente purificado) y se puede proveer un dispositivo inyector de combustible para recibir el oxidante y combinarlo con el fluido de circulación de C02 y una corriente de combustible que puede consistir de un gas, un liquido, un fluido supercritico o un combustible sólido en partículas, formado en lado con un fluido de C02 de alta densidad.

En otro aspecto, el aparato de cámara de combustión a presión enfriado por transpiración puede incluir un inyector para inyectar una corriente de combustible a presión en la cámara de combustión del dispositivo de combustión a presión, opcionalmente en combinación con el fluido de circulación y/o el oxidante. El oxidante (opcionalmente oxígeno enriquecido) y el fluido de circulación de C02 pueden combinarse como una mezcla supercrítica homogénea.

En modalidades particulares, un dispositivo de combustión a presión de acuerdo con la invención puede adoptar una configuración particular que pueda facilitar usos específicos, tales como la combustión en el fondo de la perforación. Por ejemplo, en algunas modalidades, puede ser útil que el dispositivo de combustión a presión provea una corriente de producto enfocada, que sea efectiva para disolver parcial o completamente por lo menos la porción de la formación que está incidente a la porción del dispositivo de combustión a presión del que fluye la corriente de producto de combustión. Específicamente, la cámara de combustión a presión puede incluir una boquilla o un segmento similarmente de forma cónica, que concentra los productos de combustión a una corriente de alta presión y alta temperatura cuando sale de la cámara de combustión a presión. En esas configuraciones, una cámara de combustión a presión para el fondo de la perforación, de acuerdo con la presente invención, puede crear, al menos parcialmente, una perforación en la formación, a través de la cual puede proceder la cámara de combustión para inyectar CO2 supercritico en la formación circundante.

Adicionalmente, la cámara de combustión a presión puede incluir un casco exterior (por ejemplo, un material metálico o de cerámica) además de las configuraciones enfriadas por transpiración ya descritas en lo que antecede. Ese casco externo puede proveer protección estructural contra daños físicos a la cámara de combustión a presión (por ejemplo, por contacto no intencional con formaciones rocosas) y puede proteger adicionalmente contra el desarrollo de materiales orgánicos o la deposición de otros contaminantes procedentes de rocas, cisco y otros materiales que pueden ser desalojados por la corriente de combustión en el fondo de la perforación. En modalidades particulares, el caso exterior también puede estar protegido por transpiración (que puede estar a una temperatura menor que la transpiración de la pared de la cámara de combustión principal) . Dicha protección adicional por transpiración puede ser útil para proteger y/o lubricar el dispositivo en el fondo de la perforación para facilitar el paso a través de las formaciones.

Se puede usar una amplia variedad de materiales como combustible en la cámara de combustión a presión. Por ejemplo, se puede llevar a cabo la combustión para producir CO2 para la recuperación intensificada de depósitos de una formación, usando cualquiera de lo siguiente: diversas calidades, tipos y derivados de hulla, madera, aceite, aceite combustible, gas natural, gas combustible a base de hulla, alquitrán de arenas alquitranosas , betún y otros similares. Otros materiales adicionales que se pueden usar como combustible pueden incluir: biomasa, algas, desperdicios sólidos de calidad combustible, asfalto, llantas usadas, diesel, gasolina, combustible de retropropulsión (JP-5, JP-4), gases derivados de la gasificación o la pirólisis de material hidrocarbonoso, etanol, biocombustible sólidos y líquidos, y otros similares. En las modalidades en las que los depósitos de formación que se van a recuperar incluyen un combustible fósil, puede ser particularmente benéfico que el combustible usado en el dispositivo de combustión a presión sea un componente de la corriente de recuperación regresada desde el depósito de la formación (por ejemplo, gas natural, aceite o una fracción de petróleo recuperada de una formación) . Se puede caracterizar cualquiera de los combustibles de combustión anteriores como un combustible carbonoso, en la medida en que el material incluye un componente de carbono.

Los combustibles pueden ser procesados de diversas maneras ames de la inyección en el aparato de combustión, y se pueden inyectar a velocidades y presiones deseadas, útiles para obtener una corriente deseada del producto de la combustión. Dichos combustibles pueden estar en forma líquida, de lodo, de gel o de pasta, con fluidez y viscosidad apropiadas a las temperaturas del ambiente o a temperaturas elevadas. Por ejemplo, el combustible puede ser provisto a una temperatura de alrededor de 30 °C hasta alrededor de 500 °C, de alrededor de 40 °C a alrededor de 450 °C, de alrededor de 50 °C a alrededor de 425 °C o de alrededor de 75 °C a alrededor de 400 °C. Se puede moler o desmenuzar cualquiera de los materiales combustibles sólidos, o se lo puede procesar de otra manera para reducir los tamaños de partícula, según sea apropiado. Se puede añadir un medio de fluidización o de formación de lodo, según sea necesario, para obtener una forma adecuada (por ejemplo, un lodo de hulla) y para satisfacer los requerimientos de flujo para el bombeo a alta presión. Por supuesto, puede no ser necesario un medio de fluidización, dependiendo de la forma del combustible (o sea, liquido o gas) . De igual manera, se puede usar el fluido de circulación circulado como medio de fluidización, en ciertas modalidades.

Se puede llevar a cabo la combustión como medio para producir CO2 para la recuperación intensificada de depósitos de la formación, usando parámetros y componentes de proceso específicos. Los ejemplos de sistemas y métodos de combustión de gran eficiencia, que pueden ser usados de acuerdo con la presente invención para producir CO2 están descritos en la publicación de patente estadounidense No. 2011/0179799, cuya descripción queda incorporada aquí en su totalidad por medio de esta referencia. Se prefiere que el sistema de combustión no requiera de compresión adicional ni de eliminación de las impurezas antes de la inyección en las tuberías o las formaciones para intensificar la recuperación de los depósitos, tales como combustibles fósiles. También se puede aplicar la presente invención a otros procesos de combustión que puedan aceptar una corriente de combustible de alimentación que contenga una cantidad sustancial de C02.

En varias modalidades de la invención el aparato de combustión a presión usado en los métodos de recuperación intensificada puede estar ubicado en un sitio de la superficie que esté próximo al sitio para la inyección del CO2 producido. Una cámara de combustión a presión situada en la superficie puede estar en estado permanente, semipermanente o transportable. Por ejemplo, la cámara de combustión a presión puede ser un componente de un sistema de producción de energía, donde se somete a combustión un combustible (de preferencia a alta temperatura) en presencia de un fluido de circulación (en particular C02) y otro fluido moderador que pueda moderar la temperatura de la corriente del producto de combustión que sale de la cámara de combustión a presión, de manera que se pueda utilizar la corriente del producto de combustión en la transferencia de energía para la producción de energía eléctrica. Específicamente, se puede expandir la corriente del producto de combustión a través de por lo menos una turbina para generar energía eléctrica. Se puede someter la corriente de gas expandida a procesamiento como se describe adicionalmente más adelante, o se puede inyectar directamente en la formación .

En varias modalidades puede ser conveniente que se introduzca el C02 en la cámara de combustión a presión a una presión y/o una temperatura definidas. Específicamente, puede ser benéfico que el C02 introducido en la cámara de combustión a presión tenga una presión de por lo menos alrededor de 2 MPa, por lo menos alrededor de 5 MPa, por lo menos alrededor de 8 MPa, por lo menos alrededor de 10 MPa, por lo menos alrededor de 12 MPa, por lo menos alrededor de 15 MPa, por lo menos alrededor de 18 MPa o por lo menos alrededor de 20 MPa. En otras modalidades, la presión puede ser de alrededor de 2 MPa a alrededor de 50 MPa, de alrededor de 5 MPa a alrededor de 40 MPa o de alrededor de 10 MPa a alrededor de 30 MPa. Adicionalmente, puede ser benéfico que el CO2 introducido en la cámara de combustión a presión tenga una temperatura de por lo menos alrededor de 200 °C, por lo menos alrededor de 250 °C, por lo menos alrededor de 300 °C, por lo menos alrededor de 400 °C, por lo menos alrededor de 500 CC, por lo menos alrededor de 600 °C, por lo menos alrededor de 700 °C, por lo menos alrededor de 800 °C o por lo menos alrededor de 900 °C.

En algunas modalidades puede ser útil que el 02 suministrado a la cámara de combustión a presión esté sustancialmente purificado (es decir, elevado en calidad, en términos del contenido molar de 02 en relación con otros componentes naturalmente presentes en el aire) . En ciertas modalidades, el 02 puede tener una pureza de más de alrededor de 50 por ciento molar, más de alrededor de 75 por ciento molar, más de alrededor de 85 por ciento molar, más de alrededor de 90 por ciento molar, más de alrededor de 95 por ciento molar, más de alrededor de 98 por ciento molar o más de alrededor de 99 por ciento molar. En otras modalidades, el 02 puede tener una pureza molar de alrededor de 85 por ciento a alrededor de 99.6 por ciento molar; de alrededor de 85 por ciento a alrededor de 99 por ciento molar; o de alrededor de 90 por ciento a alrededor de 98 por ciento molar. La recuperación total de C02 del carbón presente en el combustible favorece el uso de las purezas más altas en la escala de alrededor de por lo menos 99.5 por ciento molar.

En ciertas modalidades, la cantidad de 02 provista puede estar por encima de la cantidad estequiométrica anotada en por lo menos alrededor de 0.1 por ciento molar, por lo menos alrededor de 0.25 por ciento molar, por lo menos alrededor de 0.5 por ciento molar, por lo menos alrededor de 1 por ciento molar, por lo menos alrededor de 2 por ciento molar, por lo menos alrededor de 3 por ciento molar, por lo menos alrededor de 4 por ciento molar, o por lo menos alrededor de 5 por ciento molar. En otras modalidades, la cantidad de 02 provista puede estar por encima de la cantidad estequiométrica anotada en alrededor de 0.1 por ciento a alrededor de 5 por ciento molar; de alrededor de 0.25 por ciento a alrededor de 4 por ciento molar, o de alrededor de 0.5 por ciento a alrededor de 3 por ciento molar.

La introducción del fluido de circulación y/o del fluido de transpiración en la cámara de combustión a presión puede ser útil para controlar la temperatura de la combustión, de tal manera que la corriente de producto de combustión que sale de la cámara de combustión a presión tenga una temperatura deseada. Por ejemplo, puede ser útil que la corriente de producto de combustión que sale de la cámara de combustión tenga una temperatura de por lo menos alrededor de 500 °C, por lo menos alrededor de 750 °C, por lo menos alrededor de 900 °C, por lo menos alrededor de 1000 °C, por lo menos alrededor de 1200 °C, o por lo menos alrededor de 1500 °C. En algunas modalidades la corriente del producto de combustión puede tener una temperatura de alrededor de 100 °C a alrededor de 2000 °C, de alrededor de 150 °C a alrededor de 1800 °C, de alrededor de 200 °C a alrededor de 1600 °C, de alrededor de 200 °C a alrededor de 1400 °C, de alrededor de 200 °C a alrededor de 1200 °C, o de alrededor de 200 °C a alrededor de 1000 °C.

Se puede dirigir la corriente del producto de combustión a una turbina, donde la corriente del producto de combustión se expande para generar energía eléctrica (por ejemplo, por medio de un generador para producir electricidad) . La turbina puede tener una entrada para recibir la corriente del producto de combustión y una salida para liberar la corriente de descarga de turbina que comprende el C02. Se puede usar una sola turbina en algunas modalidades o se puede usar más de una turbina; estando conectadas las turbinas múltiples en serie o separadas opcionalmente, mediante uno o más componentes adicionales, tales como otro componente de combustión, un componente de compresión, un componente separador, u otros similares. Una corriente que se origina de un proceso de combustión como se discute aquí, y que entra y/o que sale de cualquiera de esos componentes, puede describirse como una corriente que contiene CO2 y puede surgir de una o más cámaras de combustión .

La temperatura de la corriente en la entrada de la turbina puede variar, tal como hasta de alrededor de 1350 °C. En otras modalidades, los sistemas y los métodos de la presente pueden usar una temperatura en la entrada de la turbina a una escala mucho más baja, como se describió antes. Además, la corriente del producto de combustión que sale de la cámara de combustión a presión puede tener una presión que está intimamente alineada con la presión del fluido de circulación de C02 que entra en la cámara de combustión a presión. En modalidades especificas, la corriente del producto de combustión puede estar a una temperatura y una presión tales, que el C02 presente en la corriente se encuentre en estado de fluido supercrítico . Cuando se expande la corriente del producto de combustión a través de la turbina, se puede reducir la presión de la corriente. Dicha caída de presión se puede controlar de tal manera que la presión de la corriente del producto de combustión se encuentre en una proporción definida con la presión de la corriente de descarga de la turbina, por ejemplo, una proporción de menos de alrededor de 12, menos de alrededor de 10, menos de alrededor de 8 o menos de alrededor de . En otras modalidades, la proporción de la presión de entrada a la presión de salida en la turbina puede ser de alrededor de 1.5 a alrededor de 12, de alrededor de 2 a alrededor de 10, de alrededor de 3 a alrededor de 9, o de alrededor de 4 a alrededor de 8.

En modalidades especificas, puede ser conveniente que la corriente de descarga de la turbina se encuentra en condiciones tales, que el C02 de la corriente ya no esté en estado de fluido supercritico, sino más bien en estado gaseoso. Por ejemplo, proveer el CO2 en estado gaseoso puede facilitar el procesamiento ulterior de la corriente, antes de la inyección en la formación. De esa manera, la corriente de descarga de la turbina puede tener una presión que esté por debajo de la presión a la que el C02 estaría en estado supercritico, es decir, menos de alrededor de 7.3 MPa, menos de alrededor de 7 MPa, menos de alrededor de 6 MPa, menos de alrededor de 5 MPa, menos de alrededor de 4 MPa, menos de alrededor de 3 MPa, menos de alrededor de 2 MPa o menos de alrededor de 1.5 MPa. En otras modalidades, la presión de la corriente de descarga de la turbina puede estar a alrededor de 1.5 MPa a alrededor de 7 MPa, de alrededor de 3 MPa a alrededor de 7 MPa o de alrededor de 4 MPa a alrededor de 7 MPa. En modalidades específicas, la presión de la corriente de descarga de la turbina puede ser menor que la presión de condensación del C02 a las temperaturas de enfriamiento que va a encontrar la corriente (por ejemplo, enfriamiento ambiental) . Sin embargo, en otras modalidades, cuando no se requiera ni sea conveniente el enfriamiento y/o la separación, puede ser útil que la presión de la corriente de descarga de la turbina sea mayor. Por ejemplo, la presión puede ser de por lo menos alrededor de 7.5 MPa, por lo menos alrededor de 8 MPa, por lo menos alrededor de 8.5 MPa, por lo menos alrededor de 9 MPa, o por lo menos alrededor de 10 MPa. En otras modalidades más, la presión de la corriente de descarga de la turbina puede estar a por lo menos alrededor de 15 MPa, por lo menos alrededor de 2 MPa, por lo menos alrededor de 3 MPa, por lo menos alrededor de 4 MPa o por lo menos alrededor de 5 MPa.

Si bien el paso de la corriente del producto de combustión a través de la turbina puede ocasionar cierta cantidad de descenso de la temperatura, la temperatura de la corriente de descarga de la turbina puede ser significativamente similar a la temperatura de la corriente del producto de combustión. Por ejemplo, la corriente de descarga de la turbina puede tener una temperatura de alrededor de 500 °C a alrededor de 1000 °C, de alrededor de 600 °C a alrededor de 1000 °C, de alrededor de 700 °C a alrededor de 1000 °C, de alrededor de 800 °C a alrededor de 1000 °C. Debido a la temperatura relativamente elevada de la corriente del producto de combustión, puede ser benéfico que la turbina esté formada de materiales capaces de resistir esas temperaturas. También puede ser útil que la turbina comprenda un material que provea buena resistencia química al tipo de materiales secundarios que puedan estar presentes en la corriente del producto de combustión.

La corriente del producto de combustión ( (o la corriente de descarga de la turbina en las modalidades con producción de energía) puede estar en una condición para la inyección directa en la formación, cuando se desea la recuperación intensifica de un depósito (es decir, sin necesidad de procesamiento ulterior de la corriente, tal como la eliminación de las impurezas, etc.) . Sin embargo, en algunas modalidades puede ser conveniente procesar adicionalmente la corriente antes de la inyección. Por ejemplo, cuando se está inyectando la corriente de C02 en un pozo, en una tubería o en una formación, generalmente que puede ser dañada por una inyección a presión suficientemente alta, se puede modificar la presión del C02 procedente del proceso de combustión. Como se hizo notar antes, la expansión en la producción de potencia puede reducir la presión de la corriente de C02; sin embargo, puede ser conveniente una reducción de presión todavía adicional, y se puede proveer dicha reducción de presión mediante el paso a través de una o más de otras turbinas de producción de potencia. También se pueden usar otros medios para la reducción de presión, como lo reconocerán quienes tengan experiencia en la materia, con la ventaja de la presente descripción. De preferencia no se requerirá la compresión de la corriente de C02 a la luz de la posible entrada de energía requerida. No obstante, de ser útil, se puede llevar a cabo la compresión del C02, tal como debido a la geología específica de la estructura de la formación o las especificaciones de la tubería.

En algunas modalidades puede ser útil ajustar la temperatura de la corriente de C02 antes de la inyección en la formación. Como se discute adicionalmente más adelante, puede ser útil el uso de una corriente de temperatura relativamente alta, tal como en la recuperación intensificada de aceite pesado. Dado que la presente invención abarca sistemas y métodos de combustión a alta temperatura, sin embargo, puede ser útil, en algunas modalidades, enfriar la corriente de CO2 antes de la inyección.

En particular, puede ser útil hacer pasar la corriente de C02 a través de por lo menos un cambiador de calor que enfrie la corriente y provea una corriente de C02 que tenga una temperatura dentro de una escala definida. En modalidades especificas, el C02 enfriado puede tener una temperatura de menos de alrededor de 1000 °C, menos de alrededor de 750 °C, menos de alrededor de 500 °C, menos de alrededor de 250 °C, menos de alrededor de 100 °C, menos de alrededor de 80 °C, menos de alrededor de 60 °C o menos de alrededor de 40 °C. En ciertas modalidades, puede ser particularmente útil que el cambiador de calor pueda comprender por lo menos dos cambiadores de calor en serie para recibir la corriente de C02 y enfriarla a una temperatura deseada. El tipo de cambiador de calor usado puede variar, dependiendo de las condiciones de la corriente que entre en el cambiador de calor. Por ejemplo, puesto que la corriente de CO2 puede estar a una temperatura relativamente alta, puede ser útil, por tanto, que el cambiador de calor que reciba directamente la corriente de C02 esté formado de materiales de alto desempeño, diseñados para resistir condiciones extremas (por ejemplo, una aleación INCONEL®, o un material similar) . El primer cambiador de calor de una serie puede comprender un material capaz de resistir una temperatura de trabajo consistente de por lo menos alrededor de 400 °C, por lo menos alrededor de 600 °C, por lo menos alrededor de 800 °C o por lo menos alrededor de 1000 °C. Puede resultar útil también que uno o más de los cambiadores de calor comprenda un material que provea buena resistencia a las sustancias químicas, del tipo de los materiales secundarios que pudieran estar presentes en la corriente del producto de combustión. Los cambiadores de calor adecuados pueden incluir los que se pueden obtener bajo la marca HEATRI® (obtenible de Meggitt USA, Houston, TX, E. U. A. En las modalidades en las que el primer cambiador de calor de una serie puede transferir un contenido suficiente de calor desde la corriente de C02, uno o más de los otros cambiadores de calor presentes en la serie puede estar formado de materiales más convencionales, por ejemplo, acero inoxidable. En las modalidades específicas, por lo menos se usan dos cambiadores de calor o por lo menos tres cambiadores de calor en una serie, para enfriar la corriente de descarga de la turbina, a la temperatura deseada.

En algunas modalidades, puede ser conveniente que la corriente de C02 procedente del método de combustión sea sometida a procesamiento adicional para separar cualesquiera componentes secundarios que queden en la corriente de C02. Esos componentes secundarios pueden estar presentes o no, dependiendo en particular de la naturaleza del combustible usado en el método de combustión. De igual manera, puede ser conveniente o no separar cualesquiera componentes secundarios presentes en la corriente de C02, dependiendo de la formación en la que se va a inyectar. De acuerdo con los métodos y el sistema de la presente, pueden comprender el uso de una o más unidades de separación.

En modalidades particulares puede ser útil eliminar algo del agua presente en la corriente de C02 o toda ella. Si bien puede ser útil para una corriente de C02 "húmeda" que se va a introducir directamente en una formación para la recuperación intensificada de ciertos depósitos, incluyendo en relación con ciertos combustibles fósiles, si por lo demás es necesario, se puede eliminar el agua que esté presente en la corriente de C02 (por ejemplo, el agua formada durante la combustión de un combustible carbonoso y que persiste a través de cualquier procesamiento ulterior, anterior a la inyección) , principalmente como una fase liquida, de una corriente de C02 enfriada. Dicha separación se puede obtener proporcionando la corriente de CO2 (por ejemplo, en estado gaseoso) a una presión que sea menor que el punto al que el C02 presente en la mezcla gaseosa se licúa cuando se enfría la mezcla gaseosa a la temperatura más baja obtenida con medios de enfriamiento a la temperatura ambiente. Por ejemplo, se puede proveer la corriente de C02 a una presión de menos de 7.38 MPa durante la separación de los componentes secundarios de ella. Puede ser necesaria una presión todavía menor si se usan medios de enfriamiento a una temperatura en la escala ambiental baja, o sustancialmente menor que la ambiental. Esto permite la separación del agua como líquido. En algunas modalidades, la presión puede ser sustancialmente igual a la presión en la salida de la turbina. Una corriente de C02 "seca", después de la separación del agua, puede comprender vapor de agua en una cantidad de menos de 1.5 por ciento sobre una base molar, menos de 1 por ciento sobre una base molar o menos de 0.5 por ciento sobre una base molar. Si se desea, se puede aplicar secado adicional, de manera que la corriente de C02 esté completa o sustancialmente libre de agua. Por ejemplo, las bajas concentraciones de agua pueden ser eliminadas mediante secadores desecantes u otros medios que serian adecuados a la luz de la presente descripción.

Otros componentes secundarios que pueden ser eliminados de la corriente de C02 incluyen, por ejemplo: S02, S03, HC1, NO, N02, Hg, 02, N2 y Ar. Estos componentes secundarios de la corriente de CO2 pueden ser eliminados todos de una corriente de C02 enfriada, usando métodos apropiados, tales como los métodos definidos en la publicación de la solicitud de patente estadounidense No. 2008/0226515 y en las solicitudes de patente europea No. EP 1952874 y EP 1953486, todas las cuales quedan incorporadas aquí en su totalidad por medio de esta referencia. En modalidades especificas se pueden eliminar varios componentes secundarios mediante los siguientes métodos: Se pueden convertir el S02 y el SO3 al 100 por ciento a ácido sulfúrico; más del 95 por ciento del NO y del N02 se puede convertir a ácido nítrico; se puede separar el exceso de 02 como una corriente enriquecida para su reciclaje opcional a la cámara de combustión a presión, y se pueden sacar a la atmósfera los gases inertes (N2 y Ar) , a baja presión.

En las modalidades en las que se enfría la corriente del producto de combustión para facilitar la eliminación de uno o más de sus componentes, puede ser útil recalentar la corriente antes de la inyección en la formación. Como se describió más atrás, se puede usar uno o más cambiadores de calor para enfriar la corriente del producto de combustión. Si se desea se puede hacer pasar la corriente que contiene el C02 nuevamente a través de los mismos cambiadores de calor para capturar el calor previamente extraído de la corriente del producto de combustión .

Si se desea, se puede proveer la corriente de C02 para inyección o se puede reciclar nuevamente a la cámara de combustión a presión como fluido circulante, en una forma sustancialmente purificada. Específicamente, una corriente purificada de C02 puede tener una concentración de C02 de por lo menos alrededor de 95 por ciento molar, por lo menos alrededor de 97 por ciento molar, por lo menos alrededor de 98.5 por ciento molar, por lo menos alrededor de 99 por ciento molar, por lo menos alrededor de 99.5 por ciento molar, o por lo menos alrededor de 99.8 por ciento molar. Además, la corriente que contiene C02 puede ser provista a una presión deseada para inyección en una formación, para introducirla en una tubería y/o para introducirla a la cámara de combustión a presión. Puede ser particularmente útil que la corriente que contiene C02 tenga una presión de inyección (o sea, la presión de la corriente que contiene C02 en el punto de inyección en la formación, tal como sale de la perforación del pozo y entra en la formación) , que esté a un nivel mínimo. Por ejemplo, la corriente que contiene CO2 puede tener una presión de inyección de por lo menos alrededor de 1.5 MPa, por lo menos alrededor de 2 MPa, por lo menos alrededor de 3 MPa, por lo menos alrededor de 4 MPa, por lo menos alrededor de 5 MPa, por lo menos alrededor de 6 MPa, por lo menos alrededor de 7 MPa, por lo menos alrededor de 7.5 MPa, por lo menos alrededor de 8 MPa, por lo menos alrededor de 9 MPa, por lo menos alrededor de 10 MPa, por lo menos alrededor de 11 MPa, o por lo menos alrededor de 12 MPa. En otras modalidades, la corriente que contiene C02 puede tener una presión desde la ambiental hasta alrededor de 30 MPa. Dichas presiones, asimismo, pueden ser aplicadas a cualquier porción de la corriente de C02 que se recicle nuevamente a la cámara de combustión a presión y/o que se introduzca en una tubería.

En ciertas modalidades se puede caracterizar la corriente que contiene C02 en relación con su viscosidad y/o su densidad. De preferencia, la corriente que contiene C02 tendrá una presión de inyección que esté cercana o por encima de la presión mínima de miscibilidad (MMP) de la formación (y su depósito de material combustible) . Consecuentemente, la densidad y la viscosidad de una corriente que contiene C02 de acuerdo con la invención pueden tener una función de la MMP del pozo específico, que puede ser un valor conocido. Por ejemplo, se ha demostrado en los yacimientos del Mar del Norte que el C02 usado en la EOR debe tener una densidad de 570 kg/m3 a 800 kg/m3 y una viscosidad de 0.04 mPa . s a 0.07 mPa.s. Si se desea, la invención puede comprender el uso de aditivos para alterar la densidad y/o la viscosidad de la corriente que contiene C02.

En las modalidades preferidas, la corriente de C02 producida desde un sistema de combustión o un método de combustión puede ser inyectada en una formación de depósito sin necesidad de separación de ningún componente que no sea C02 y/o sin compresión de la corriente de C02. Consecuentemente, en las modalidades relacionadas con la combustión en la superficie, se puede inyectar la corriente de C02 en una formación después sólo de la combustión, después de la combustión y la expansión para la generación de potencia, después de combustión y enfriamiento o después de combustión, expansión y enfriamiento. De preferencia, en las modalidades relacionadas con la combustión en la superficie, se incluye por lo menos un paso de expansión a fin de proveer la producción de potencia, particularmente en las modalidades en las que cierto nivel de reducción de presión es útil antes de la inyección en la formación.

En algunas modalidades puede ser particularmente conveniente la inyección directa de la corriente de C02 en una formación. Se puede caracterizar la inyección directa como la inyección de la corriente del producto de combustión que contiene C02 en la formación, sin ningún paso intermedio adicional, como se describe en otra parte de la presente (por ejemplo, sin expansión, enfriamiento ni separación de los componentes de la corriente) . La inyección directa puede incluir transportar la corriente de C02 desde la cámara de combustión a presión a una tubería separada que suministra la corriente de C02 a un sitio de inyección o desde la cámara de combustión a presión a través de una tubería que sea un componente especializado del sistema y el método. El suministro a un componente de cabezal de pozo para inyección a través de componentes de pozo de petróleo existentes, u otros similares, puede considerarse inyección directa de la corriente de C02 de acuerdo con la invención.

Puede ser particularmente benéfico que una instalación de producción de energía como se describió antes, que produce C02 para la recuperación intensificada del depósito de la formación, esté localizada sustancialmente cerca de la formación en la que se inyectará el C02- Por ejemplo, en modalidades en las que el depósito de formación para recuperar un combustible fósil puede ser benéfico que la instalación de producción de potencia esté localizada en o cerca del campo que incluye el pozo o los pozos desde los cuales se está recuperando el combustible fósil. Se prefiere que la instalación de producción de potencia esté situada muy cerca del sitio en el que se inyectará el C02 para intensificar la recuperación del combustible fósil. De esta manera, el uso de tuberías, camiones-tanque y otros similares se puede reducir o eliminar por completo. En particular, el sistema de producción de C02 de la presente puede incluir secciones de tubería que estén en conexión de fluido con los restantes componentes del sistema de combustión, de manera que se dirija el C02 producido por la combustión, específicamente, al pozo de inyección, a través de la tubería, sin conexiones que permitan la entrada del C02 desde una fuente que sea externa al sistema de la invención.

En algunas modalidades, la producción de potencia puede estar suficientemente cerca del sitio en que el C02 producido es inyectado, de manera que cualquier tubería que se use para dirigir el C02 producido al sitio de inyección tenga una longitud total menor que alrededor de 50 Km, menor que alrededor de 40 Km, menor que alrededor de 30 Km, menor que alrededor de 20 Km, menor que alrededor de 10 Km, menor que alrededor de 5 Km, menor que alrededor de 2 Km, menor que alrededor de 1 Km, menor que alrededor de 0.5 Km, menor que alrededor de 0.25 Km, o menor que alrededor de 0.1 Km. En algunas modalidades, cualquier tubería de transmisión asociada con la trasmisión del C02 desde la instalación de producción de potencia al sitio de inyección se puede describir como que tiene una longitud cercana a cero. Esto puede significar en particular tuberías que tienen una longitud total de menos de alrededor de 0.5 Km, menos de alrededor de 0.25 Km o menos de alrededor de 0.1 Km. Estas distancias pueden ser consideradas como una distancia "cercana a cero", de acuerdo con la presente invención, puesto que las tuberías de transmisión de CO2 tienen típicamente una longitud medida en cientos de kilómetros. Así pues, por comparación, los valores anotados arriba pueden ser considerados relativamente cercanos a cero. Además, la capacidad de proveer la instalación de producción de C02 en tal proximidad al sitio de inyección no es una cuestión de mera optimización que podría lograrse sin esfuerzo real. Más bien las fuentes conocidas de C02 típicamente no son susceptibles de construcción en sitios específicos a distancias específicas desde donde puede estar situado el sitio de inyección. Esta limitación es la razón de que la técnica haya requerido típicamente grandes tramos de tuberías y/o otros medios para transportar el C02 a las grandes distancias necesarias para llegar al depósito de combustible fósil, donde son necesarios métodos de recuperación intensificada .

Esta ventaja de la presente invención se obtiene particularmente por la posibilidad de proveer un sistema de producción de C02 que es totalmente transportable, debido a que, pero sin limitación a ello, tiene tamaño pequeño y diseño modular. Un sistema totalmente transportable de acuerdo con la presente invención puede ser una instalación de producción en la superficie o un sistema de combustión para bajarlo en la perforación, que está formado de componentes que se pueden ensamblar para formar una instalación operable en un tiempo relativamente corto y, siempre que se desee, se puede desensamblar en un tiempo relativamente corto, de manera que se pueda transportar todo el complemento de componentes a una ubicación diferente (por ejemplo por camión, por ferrocarril o por otro vehículo adecuado, y ensamblarlo de nuevo en un tiempo relativamente breve. Así, se puede describir el sistema o el aparato como de naturaleza modular, de manera que permite que el sistema se reconfigure de un modo de transportación a un modo de operación. Cuando se usa en relación con estas modalidades, un tiempo relativamente breve o corto puede definirse para significar un tiempo total de ensamble de los componentes separados a una instalación operable (es decir, que produzca CO2) , o un tiempo total de reconfiguración de menos de 56 días, menos de 49 días, menos de 42 días, menos de 35 días, menos de 28 días, menos de 21 días, menos de 14 días, menos de 10 días, menos de 7 días, menos de 5 días o menos de 2 días. Se pueden aplicar periodos de tiempo similares al desensamble desde una instalación operable, a componentes separados. Dicho sistema transportable puede incluir componentes de producción de energía que están descritos aquí o pueden estar limitados sustancialmente a la cámara de combustión a presión y los componentes asociados necesarios para la producción de C02. Además, dicho sistema transportable puede ser suficientemente compacto de manera que pueda ser montado en patines. De esa manera se puede transportar el sistema de producción de C02 a un pozo de inyección específico y fijarlo sustancialmente de manera directa al cabezal del pozo para la inyección directa del C02 en el pozo. De esta manera, el proceso de producción de C02 es compacto y puede construirse de una forma para desensamblar, transportar a un nuevo sitio de recuperación y reemsamble al costo más bajo posible. De igual manera esto puede funcionar para eliminar el costo de una tubería de C02.

Además de la combustión en la superficie, como se describe arriba, la presente invención también comprende modalidades en las que se lleva a cabo la combustión en un sitio por debajo de la superficie. El término "debajo de la superficie" significa que la combustión real del combustible para producir el C02 es efectuada en un sitio físico que se encuentra por debajo del nivel del suelo. En algunas modalidades, la cámara de combustión a presión puede estar localizada únicamente a pocos metros por debajo del nivel del suelo. En otras modalidades, la cámara de combustión a presión puede estar localizada hasta a alrededor de 10 metros, hasta alrededor de 100 metros, hasta alrededor de 500 m, hasta alrededor 1000 metros, hasta alrededor de 1500 metros, hasta alrededor de 2000 metros, hasta alrededor de 5000 metros o hasta alrededor de 10,000 metros por debajo del nivel del suelo. En otras modalidades, la cámara de combustión a presión puede estar localizada por lo menos a alrededor de 1 metro, por lo menos a alrededor de 10 metros, por lo menos a alrededor de 25 metros, por lo menos a alrededor de 50 metros, por lo menos a alrededor de 100 metros, por lo menos a alrededor de 250 metros, por lo menos a alrededor de 500 metros o por lo menos a alrededor de 1000 metros por debajo del nivel del suelo. En otras modalidades más, la cámara de combustión a presión puede estar localizada a alrededor de 1 metro hasta alrededor de 5000 metros, de alrededor de 5 metros a alrededor de 4000 metros, de alrededor de 10 metros a alrededor de 3000 metros, o de alrededor de 25 metros a alrededor de 2000 metros por debajo del nivel del suelo. De acuerdo con este aspecto de la invención, la cámara de combustión a presión puede estar caracterizada por estar localizada en el fondo de la perforación (en particular, en relación con las formaciones de combustible fósil u otras formaciones en las que se puede haber perforado un pozo para recuperar el depósito) , que están localizadas dentro de la formación de la que se desea la recuperación intensificada, por estar localizada encima del depósito para el que se desea la recuperación intensificada, o por estar localizada a un lado del depósito para el que se desea la recuperación intensificada (es decir, en un plano horizontal común con el depósito) .

Cuando se usa la combustión en el fondo de la perforación puede ser particularmente benéfico eliminar por completo el sistema de producción de potencia de preinyécción, donde se usa un fluido de trabajo, tal como para generar electricidad. De esta manera, los métodos y los sistemas de la invención pueden ser condensados efectivamente hasta un tamaño tan pequeño como una cámara de combustión a presión y cualquier tubería necesaria para suministrar materiales de combustión (y cualquier componente de recuperación intensificada deseado adicionalmente, por ejemplo, agua para la generación de vapor) dentro de la perforación, al extremo de entrada de la cámara de combustión a presión. Así, se puede llevar a cabo la combustión para producir C02 (y opcionalmente vapor u otros productos útiles para la recuperación intensificada de ciertos depósitos) que pasa directamente desde el extremo de salida de la cámara de combustión a presión hacia la formación para intensificar la recuperación de los depósitos particulares, como se describe aquí ádicionalmente . Como se discute con mayor detalle a continuación, se puede combinar el C02 producido con el depósito que es recuperado de la formación en la corriente de recuperación. Si se desea, el CO2 producido, específicamente, o parte de la corriente de recuperación o toda ella, pueden ser usados para generar potencia con mucho de la misma manera descrita antes. En estas modalidades, los componentes de producción de potencia de los sistemas y los métodos pueden estar separados físicamente de la cámara de combustión a presión (o sea, la cámara de combustión a presión está situada dentro de la perforación y la turbina o las turbinas de producción de potencia y los componentes similares o adicionales, están situados sobre el suelo). Sin embargo, incluso en esas modalidades, la cámara de combustión a presión y los componentes de producción de potencia pueden ser descritos como en comunicación de fluido. Específicamente, la corriente del producto de combustión que sale del extremo de salida de la cámara de combustión a presión pasa hacia la formación, se mezcla con, o de otra manera facilita la recuperación del depósito, y se incluye en la corriente de recuperación de la formación que puede pasar directamente a través de los componentes de producción de potencia o puede ser separada a una o más porciones, antes de pasar a través de los componentes de la producción de potencia.

Ya sea que se emplee la combustión en la superficie o la combustión en el fondo de la perforación, la presente invención se puede relacionar con la recuperación intensificada de una variedad de materiales. En modalidades especificas se puede usar los métodos y los sistemas de la invención para la recuperación intensificada de combustibles fósiles. En modalidades particularmente preferidas, la invención se puede relacionar en particular con la recuperación intensificada de combustibles fósiles en forma fluida. En modalidades especificas una forma fluida puede significar una forma que pueda fluir a la temperatura y la presión normales. El combustible fósil puede estar sustancialmente en forma fluida, al mismo tiempo que se mantiene dentro de su formación (o yacimiento) , tal como en el caso de un petróleo crudo de viscosidad suficientemente baja o del gas natural. El combustible fósil también puede estar caracterizado por ser una forma fluida después de contacto con el C02 y/o cualquier vapor u otro material de calentamiento y/o dilución que pudiera usarse, tal como en el caso de betún, arenas alquitranosas , esquisto de petróleo u otros similares.

Los métodos de recuperación intensificada de la invención pueden incluir suministrar una corriente que contiene CO2 a una formación, que incluye un depósito para recuperarlo. Si bien la corriente que contiene C02 puede incluir uno o más de otros componentes, es conveniente que la corriente que contiene C02 comprenda por lo menos alrededor de 10 por ciento, por lo menos alrededor de 20 por ciento, por lo menos alrededor de 30 por ciento, por lo menos alrededor de 40 por ciento, por lo menos alrededor de 50 por ciento, por lo menos alrededor de 60 por ciento, por lo menos alrededor de 70 por ciento, por lo menos alrededor de 80 por ciento, por lo menos alrededor de 90 por ciento, por lo menos alrededor de 95 por ciento, por lo menos alrededor de 98 por ciento o por lo menos alrededor de 99 por ciento en peso de C02 con base en el peso total de la corriente. En otras modalidades, la corriente que contiene C02 puede comprender de alrededor de 50 por ciento a alrededor de 100 por ciento, de alrededor de 60 por ciento a alrededor de 98 por ciento, de alrededor de 70 por ciento a alrededor de 97 por ciento o de alrededor de 75 por ciento a alrededor de 95 por ciento en peso de C02. Como se hizo notar antes, el C02 de la corriente que contiene C02 puede estar en la forma de un fluido supercritico o un gas. En algunas modalidades, la corriente que contiene C02 puede caracterizarse porque contiene C02. En otras modalidades, la corriente que contiene C02 puede caracterizarse porque consiste esencialmente de C02. En tales modalidades, "que consiste esencialmente de" puede tener específicamente cualquiera de los siguientes significados: la corriente que contiene C02 comprende menos de 2 por ciento en peso de cualquier componente que no sea C02; la corriente que contiene C02 está expresamente libre de cualquier material que se reconozca típicamente como fluido de fracturación; la corriente que contiene C02 está expresamente libre de cualquier agente de consolidación; o la corriente que contiene C02 está expresamente libre de cualquier tensioactivo .

Como se puede ver de lo anterior, la presente invención puede proveer específicamente métodos para intensificar la recuperación de reservas de combustible fósil. En varias modalidades, los métodos pueden ser aplicados a cualquier formación que pueda contener uno o más de: metano, otros gases de hidrocarburo liviano (por ejemplo, gases de 2 a 4 átomos de carbono) , aceite de diversas viscosidades, betún, arenas alquitranosas y aceite de esquisto. Por ejemplo, un método de acuerdo con la invención puede comprender: someter a combustión un combustible carbonoso para proveer una corriente del producto de combustión que comprende C02; y dirigir por lo menos una porción del C02 a una formación que contiene el combustible fósil, para su recuperación. Adicionalmente, el método puede comprender: recibir una corriente fluida desde la formación que comprende una fracción del combustible fósil de la formación, y una fracción del C02 inyectado en la formación. En otras modalidades, por lo menos una porción de la fracción de combustible fósil recuperada de la formación se puede separar de la corriente de fluido. La fracción de combustible fósil separada puede comprender aceites livianos, aceites pesados, gases livianos o materiales combustibles de gran viscosidad (por ejemplo, betún, arenas alquitranosas y aceite de esquisto) . Se puede aplicar una pluralidad de separaciones para obtener de la corriente fluida todos los productos comercializables , y dichas separaciones pueden dar por resultado el aislamiento de materiales que no sean hidrocarburos, incluyendo el C02. En otras modalidades, por lo menos una porción de la corriente fluida recuperada puede ser reciclada nuevamente al método de combustión. Específicamente, la corriente reciclada puede comprender C02 y/o un contenido de un combustible fósil recuperado (por ejemplo, una fracción de gas ligero) . Además, en modalidades para recuperar productos de hidrocarburo mixtos (por ejemplo, que incluyen una fracción gaseosa y una fracción de aceite líquido) puede ser benéfico separar la fracción liquida para el mercado. La fracción de gas restante (incluyendo cualquier impureza y el C02) , se puede introducir directamente en la cámara de combustión a presión, como la totalidad o parte del combustible para la combustión. De preferencia el contenido del combustible fósil recuperado puede ser suficiente para alimentar completamente el proceso de combustión, sin necesidad de introducir fuentes de combustible externas. En otras modalidades, la porción del combustible fósil recuperado, reciclada al sistema puede ser usada para suplementar una fuente externa de combustible. Dichos métodos pueden ser aplicados similarmente para la recuperación de otros tipos de depósitos de formación.

En otras modalidades, la presente invención puede proveer sistemas para proveer CO2 para la recuperación de un combustible fósil desde una formación. Por ejemplo, un sistema de acuerdo con la invención puede comprender lo siguiente: una cámara de combustión a presión, configurada para recibir un combustible carbonoso y que tiene por lo menos una etapa de combustión, que somete a combustión el combustible para proveer una corriente del producto de combustión que comprende; y uno o más componentes para dirigir por lo menos una porción del C02 a la formación. El sistema también puede comprender uno o más componentes para la producción de potencia, tal como componentes de una turbina generadora de electricidad, que pueden estar en conexión de fluido con la cámara de combustión a presión y/o pueden estar situados para la generación de potencia usando un componente de la corriente del material combustible recuperado. El sistema puede comprender adicionalmente uno o más componentes para recibir una corriente fluida de la formación, que comprende una fracción del combustible fósil de la formación y una fracción del C02 dirigido a la formación. El sistema puede comprender además uno o más componentes para separar por lo menos una porción de la fracción de combustible fósil recuperada de la corriente fluida y/o uno o más componentes para reciclar por lo menos una porción de la corriente fluida nuevamente a la cámara de combustión a presión. Estos sistemas pueden ser adaptados similarmente para la recuperación de otros tipos de depósitos de formaciones.

En algunas modalidades, la invención puede relacionarse con el uso del C02 en intensificar la recuperación de un combustible fósil por medio de un proceso de fracturación . La fracturación puede ser particularmente útil para intensificar la recuperación de gases de hidrocarburo, tales como en lechos de hulla y en formaciones que contienen esquisto que contiene hidrocarburos, que contienen típicamente metano (CH4) y pequeñas cantidades de otros gases de hidrocarburo ligero.

Cuando se inyecta un fluido de tratamiento que contiene C02 en una formación apropiada (tal como se describió más atrás, por ejemplo) a una presión por encima de la presión de fractura de la formación, las formaciones pueden ser fracturadas de manera efectiva para estimular la producción de metano y otros gases de hidrocarburo. La fracturación alivia las tensiones en la formación, desprende los gases atrapados y crea espacios de poro y canaliza el flujo del gas desde la formación hacia la perforación del pozo. Adicionalmente, debido al desplazamiento preferencial del metano absorbido o reticulado por el C02, se desprende más metano del tratamiento de lo que ocurriría de otra manera con los demás tratamientos de fracturación o con el uso de otros gases. El uso de C02 también provee una intensificación de mayor plazo en la producción total de gas, debido a la capacidad del CO2 para desplazar el metano. Si se desplaza suficiente metano en el área localizada de la cara de fractura que rodea la perforación del pozo, la presión en la formación también puede caer suficientemente baja de manera que quede por debajo de la presión crítica de desadsorción del metano dentro de la formación, lo que puede dar por resultado la desadsorción espontánea y la producción significativa del metano.

Se puede usar la fracturación de acuerdo con la invención con cualquier formación donde la producción de hidrocarburo, en particular la producción de hidrocarburo gaseoso, está impedida lo suficiente por bajas presiones de la formación y/o baja permeabilidad de la formación (o sea, una formación "apretada") . Las formaciones (por ejemplo, las formaciones de esquisto, los lechos de hulla y otros similares) que tienen permeabilidades suficientemente bajas, a fin de hacer que la fracturación sea un método favorable para intensificar la recuperación, pueden incluir aquellas que tienen una permeabilidad de menos de alrededor de 10 mD, menos de alrededor de 5 mD, menos de alrededor de 1 mD o menos de alrededor de 0.5 mD.

Un método de fracturación de acuerdo con la presente invención puede comprender introducir una corriente que contiene C02 (tal como a través de una perforación de pozo u otro pozo de inyección) , en una formación a una presión que esté por encima de la presión de fractura de la formación. Los métodos de fracturación pueden comprender particularmente el uso de una cámara de combustión a presión en la superficie. Consecuentemente, la corriente que contiene C02 puede ser esencialmente la corriente del producto de combustión que aisle de la cámara de combustión. En otras modalidades la corriente que contiene CO2 puede ser la corriente que sale de la turbina o de otros componentes de la producción de potencia. En otras modalidades adicionales, la corriente que contiene C02 puede ser la corriente que sale de los componentes usados en cualesquiera pasos del proceso de separación que se pueda llevar a cabo. Además, se pueden añadir materiales de fractura adicionales a la corriente que contiene CO2 en cualquier punto después de la combustión e inmediatamente antes de la introducción en la fractura (lo que puede incluir que tengan lugar combinaciones dentro de la propia perforación de pozo) . Estos componentes adicionales incluyen, pero sin limitación a ellos: agentes de consolidación, agentes tensioactivos (polímeros de hidrocarburo alifáticos o que contienen oxígeno, hidrofluoropolímeros o perfluoropolímeros , moléculas pequeñas parcial o totalmente fluoradas, con pesos hasta de 400 g por mol; perfluoroéteres , tensioactivos neutros, tensioactivos con carga, tensioactivos de iones híbridos, ésteres de ácido graso y/o tensioactivos que dan lugar a un comportamiento viscoelástico) , agentes gelificadores o agua (incluyendo salmueras). La corriente que contiene C02 también puede caracterizarse por estar expresamente libre de cualquiera o todos los componentes presentes o de cualquier componente adicional que pueda ser reconocido típicamente como útil en un fluido de fractura. Además, la corriente que contiene CO2 puede ser introducida en la formación simultáneamente con, antes de, después de, o secuencialmente con el agua y/u otro fluido o material de fractura adicional.

El dióxido de carbono puede ser particularmente útil para desplazar el metano de las estructuras de retículo, tales como los hidratos de metano y los clatratos de metano, así como para desplazar el metano adsorbido de las superficies, los espacios de poro, los intersticios y las costuras de una formación. Otros gases, como el nitrógeno o el aire, no exhiben típicamente una tendencia preferente similar a desplazar el metano absorbido o reticulado. Los lechos de hulla y los hidratos gaseosos, en particular, muestran adsorción preferente del C02 o su reemplazo por é, en comparación con el metano.

Debido a la tendencia del CO2 a desplazar el metano de las estructuras de red y a desplazar el metano adsorbido de las superficies, los espacios de poro, los intersticios y las costuras de una formación, el C02 producido de acuerdo con la presente invención también puede ser usado específicamente para obtener estas funciones en ausencia de fracturación . En otras palabras, se puede introducir la corriente que contiene C02 en una formación, tal como a una presión inferior a la presión de fractura de la formación, pero a una presión suficiente para entrar en las costuras o grietas de la formación, o a una presión suficiente para entrar por lo menos en una porción de los poros de la formación, de manera que desplace los gases de hidrocarburo adsorbidos o facilite de otra manera la eliminación de los gases de hidrocarburo de la formación. Esto puede ser particularmente benéfico para la recuperación de gas natural de lechos de hulla, costuras de hulla debajo de la superficie (particularmente aquellas que están profundas y/o que tienen uno o ambos de entre problemas económicos y técnicos en la producción) y las formaciones de gas de esquisto, donde el gas natural u otros gases de hidrocarburo de cadena corta están asociados con los materiales sólidos y de preferencia son desplazados por el C02. Si bien se produce el C02 en un método de fracturación, preferentemente mediante la combustión en la superficie para permitir la inclusión opcional de otros materiales, se puede producir C02 para un método de recuperación de gas puro sin fracturación mediante combustión en la superficie o en una cámara de combustión en el fondo de la perforación. La corriente que contiene C02 que se inyecta en esas formaciones, a través de una primera perforación de pozo (o sea, un pozo de inyección) , desplaza los gases de hidrocarburo de ella, se combina por lo menos con los gases de hidrocarburo desplazados y facilita la recuperación de los gases de hidrocarburo de la formación, tal como por medio de un pozo de inyección o uno o más pozos de recuperación. Los gases de hidrocarburo recuperados pueden ser tratados opcionalmente como se describe adicionalmente más abajo.

Además de intensificar la recuperación de los gases de hidrocarburo, los métodos de la invención también pueden ser usados tanto para formar como para recuperar un material combustible. Por ejemplo, el C02 reaccionará químicamente con la hulla, particularmente a temperaturas y presiones elevadas, para producir CO y H2 (así como agua. De esa manera, el C02 producido de acuerdo con la presente invención puede ser introducido en una formación de hulla de modo que reaccione químicamente con la hulla y forme CO y H2/ que se pueden convertir, como se discute en otra parte de la presente, y se usan como materiales combustibles, por ejemplo, en la producción de gas de síntesis. En ciertas modalidades se podrían efectuar funciones múltiples donde la inyección de C02 dentro de la formación de hulla puede desplazar para su recuperación cualesquiera gases de hidrocarburo que estén con ella y/o reaccionar con la hulla para formar CO y H2 para su recuperación y/o secuestrar por lo menos una porción del C02 dentro de la formación de hulla.

El C02 producido de acuerdo con la presente invención también puede ser útil para intensificar la recuperación de materiales de combustible líquido (por ejemplo, aceite crudo) e incluso materiales combustibles sumamente viscosos (por ejemplo, betún, arenas alquitranosas y aceite de esquisto) . El uso de una corriente que contiene C02 en relación con dichos materiales combustibles líquidos y/o sumamente viscosos puede ser efectivo para intensificar su recuperación a través de una variedad de métodos, tales como uno o ambos de entre incrementar la presión de la formación y alterar la naturaleza física del material combustible (por ejemplo, reduciendo su viscosidad).

El desplazamiento de aceite mediante la inyección de C02 puede depender del comportamiento de fase de las mezclas de C02 y el crudo, que pueden depender de una variedad de factores, tales como la temperatura del yacimiento, la presión del yacimiento y la composición del aceite crudo. Aunque no se desea atenerse a ninguna teoría, se cree que los mecanismos que facilitan el desplazamiento de aceite crudo pueden incluir hinchamiento del aceite, reducción de la viscosidad y la miscibilidad completa del C02 y el aceite crudo. Los métodos de la presente invención pueden proveer uno de dichos mecanismos o cualquier combinación de ellos, para intensificar la recuperación del aceite y de hidrocarburos sumamente viscosos, de una formación. Aunque la discusión que sigue se hace generalmente sobre la eliminación de los hidrocarburos líquidos en relación con el aceite (o aceite crudo) se debe entender que dicha descripción puede relacionarse con la intensificación de la recuperación de aceite de una escala amplia de viscosidades y también se puede relacionar con la intensificación de la recuperación de otros hidrocarburos sumamente viscosos, por ejemplo, betún, arenas alquitranosas , aceite de esquisto, y otros similares.

Cuando se inyecta el C02 en un yacimiento de petróleo, puede hacerse mutuamente soluble con el petróleo crudo residual, ya que los hidrocarburos ligeros del petróleo se disolverán en el C02 y el C02 se disolverá en el aceite. El grado de dicha disolución mutua puede aumentar cuando aumente la densidad del C02, lo que puede favorecer particularmente la provisión del C02 en una forma comprimida (o sea, a presión) . La disolución mutua también puede ser mayor en formaciones en las que el aceite contiene un volumen significativo de hidrocarburos "ligeros" es decir, carbonos inferiores) . Cuando son miscibles el C02 inyectado y el aceite residual, las fuerzas físicas que mantienen separadas las dos fases (tensión interfacial) desaparecen efectivamente. Esto permite que el C02 desplace el aceite de los poros de la roca, empujándolo hacia un pozo de producción. Conforme el C02 se disuelve en el aceite, hincha el aceite y reduce la viscosidad del aceite, lo que también ayuda a mejorar la eficiencia del proceso de desplazamiento.

Puesto que la presión mínima necesaria para obtener la disolución mutua del aceite y el CO2 puede ser un factor de la temperatura del yacimiento, la presión del yacimiento, la presión de la corriente de C02 y la densidad del aceite (es decir, la fracción relativa de los hidrocarburos ligeros), la presión mínima necesaria para obtener la miscibilidad de aceite / C02 puede variar. Consecuentemente, además de controlar la naturaleza de la corriente de C02 inyectada (o sea, la temperatura, la presión y los aditivos opcionales, tales como vapor) , la invención puede comprender tratamientos adicionales, además de la inyección del C02. Por ejemplo, antes o después de la inyección de C02 o simultáneamente con ella, la invención también puede comprender la inyección de agua en la formación, lo que puede ser particularmente benéfico para incrementar la presión del yacimiento. Más específicamente, la invención puede comprender la inyección alternativa de la corriente de C02 con volúmenes de agua. Esta técnica se puede denominar de inundaciones alternas de agua y gas (o "WAG") . Este método puede ser útil para mitigar cualquier tendencia del C02 de menor viscosidad a deslizarse adelante del aceite desplazado. Otras técnicas similares también pueden estar comprendidas por la presente invención.

A manera de ejemplo únicamente, se puede llevar a cabo de la siguiente manera un método de inyección de C02 para la recuperación intensificada de petróleo de acuerdo con la invención. Primero se puede llevar a cabo la combustión como ya se describió aquí para producir una corriente que contiene C02 (que comprende de preferencia C02 supercrítico) . Se puede llevar a cabo la combustión encima del suelo o en el fondo de la perforación, y se pueden llevar a cabo cualesquiera pasos intermedios considerados apropiados bajo las circunstancias específicas de la formación que se está estimulando (por ejemplo, la expansión para la producción de potencia y/o la separación de cualesquiera componentes de vapor que no se deseen para la inyección) . De preferencia, si se usa la combustión en la superficie, el sistema de combustión puede estar localizado significativamente cerca del pozo de inyección y/o del campo petróleo donde se va a usar la corriente que contiene C02. Se puede proveer particularmente el CO2 para la inyección a una presión de inyección, como ya se describió en otra parte de la presente.

A continuación se puede dirigir la corriente que contiene C02 que sale de la cámara de combustión a presión (u otros componentes del sistema, según se desee) a uno o más pozos de inyección, colocados estratégicamente dentro de un patrón para optimizar la prospección aérea del yacimiento. Esto puede hacerse por medio de una línea de transferencia relativamente corta, como se discutió más atrás. Cuando se usa la combustión dentro de la perforación, dirigir la corriente que contiene C02 puede comprender simplemente dejar salir la corriente que contiene C02 de la cámara de combustión y directamente dentro de la formación, tal como a través de perforaciones en una tubería de revestimiento del pozo o a través de una cara de roca abierta. El C02 inyectado entra en el yacimiento y se mueve a través de los espacios de poro de la roca de la formación. A medida que se mueve el C02 a través del yacimiento y encuentra los depósitos de aceite crudo, puede volverse miscible con el aceite y formar un banco de aceite concentrado que es llevado hacia el pozo o los pozos de producción separados, que pueden incluir el pozo de inyección, en algunas modalidades. En otras palabras, el movimiento de la corriente que contiene CO2 a través del yacimiento intensifica el movimiento del aceite fuera de la formación y hacia el pozo o los pozos de producción. Esto puede proceder debido al fenómeno de solubilidad mutua descrito más atrás y porque la formación todavía exhibe suficiente presión para "empujar" la combinación de aceite / C02 (que ahora tiene una viscosidad reducida y/o una densidad reducida, en relación con el aceite solo) a los pozos de producción abiertos (que tienen una densidad mucho más reducida en relación con la propia formación) . El movimiento del aceite al pozo o los pozos de producción también puede deberse a un incremento en la presión de la formación que surge de la inyección del C02 en el (los) (y/o cualesquiera otros materiales de represurización que pudieran ser inyectados, por ejemplo, agua) .

En el pozo (los pozos) de producción se suministra aceite (típicamente como una mezcla de aceite, C02, agua y posiblemente gases de hidrocarburo) a la superficie (que típicamente puede incluir bombeo activo, para procesamiento, como se describe más adelante. Se puede inyectar la corriente que contiene C02 dentro de varios pozos de inyección y se puede cambiar con el tiempo el patrón de los pozos de inyección y de los pozos de producción. Se puede determinar los patrones convenientes con base en modelos de ingeniería reconocidos, tales como simulaciones en computadora, que modelan el comportamiento del yacimiento, con base en diferentes diseños de escenario.

Aunque el uso del C02 en la estimulación de pozos de petróleo y de gas ya había sido conocido previamente, es bien reconocido que la EOR con C02 es una empresa con gran inversión de capital, con el costo individual más grande del proyecto que es el costo de comprar el C02 para la inyección, en particular a la presión y la pureza necesarias. Se ha estimado que en los procedimientos de EOR los costos totales de C02 (tanto el precio de compra como los costos de reciclaje) pueden llevar hasta el 25 a 50 por ciento del costo por barril de petróleo producido. La presente invención puede resolver esas limitaciones al proveer una fuente continua de C02 que se forma muy cercana a los sitios de inyección y que incluso se puede formar dentro de la perforación, para incluso eliminar adicionalmente los costos de transportación del C02. Además, se pueden contrarrestar efectivamente los costos de producción del C02 a través de la producción de potencia por medio de un ciclo previo a la inyección, como se describió más atrás, e incluso por medio de la producción de potencia usando la corriente de producción en algunas modalidades. Además, como se describe adicionalmente en la presente, los costos de combustible para la combustión pueden ser contrarrestados significativamente mediante el uso de una fracción de los materiales combustibles recuperados en el proceso de recuperación intensificada (incluyendo materiales combustibles líquidos y gaseosos ) .

Además de los costos elevados de capital enfrentados de un esquema de suministro / inyección / reciclaje de C02, se debe comprar típicamente el volumen de inyección inicial de C02 con bastante anticipación al inicio de la producción incrementada. Consecuentemente, la recuperación de la inversión para la EOR con CO2 ha tendido a ser baja, con sólo un pago gradual a largo plazo. Dada la inversión de extremo frontal significativa en pozos, el equipo de reciclaje y el C02, el retardo en tiempo para obtener una respuesta incrementada en la producción de aceite y el riesgo potencial de una heterogeneidad geológica inesperada que reduzca significativamente la respuesta esperada, hasta ahora se había considerado la EOR con C02 una inversión riesgosa por muchos operadores, en particular en áreas y yacimientos en los que no se había implementado previamente. Además, se ha entendido previamente que los yacimientos de petróleo con requisitos mayores de costo de capital y proporciones menos favorables de C02 inyectado para incrementar la producción de petróleo no obtendrán una recuperación justificable económicamente sobre la inversión sin una tecnología mejorada y/o incentivos fiscales / impositivos para almacenar el C02. Nuevamente, la presente invención soluciona estos inconvenientes y hace los métodos de recuperación intensificada basados en C02 económicamente justificables e incluso ventajosos a través de un rango amplio de depósitos de material combustible, e incluso otros tipos de depósitos.

Como ya se hizo notar antes, los métodos y los sistemas de la presente invención pueden ser particularmente benéficos a la luz de la capacidad de colocar el aparato de combustión a presión dentro de la perforación, dentro del yacimiento o la formación. Estas modalidades pueden ser particularmente útiles en los métodos de EOR. Más específicamente, las modalidades de cámara de combustión a presión dentro de la perforación pueden ser sumamente ventajosas para uso con formaciones que contienen betún, para uso en arenas alquitranosas, para uso en la extracción de esquisto de petróleo y para uso con petróleo pesado en general -es decir, petróleo que tiene una densidad del American Petroleum Institute (API) de menos de alrededor de 20. En modalidades específicas, os métodos y los sistemas de la invención pueden ser usados particularmente en formaciones que contienen petróleo con una densidad API que sea menor que alrededor de 19, menor que alrededor de 18, menor que alrededor de 17, menor que alrededor de 16, menor que alrededor de 15, menor que alrededor de 14, menor que alrededor de 13, menor que alrededor de 12, menor que alrededor de 11, menor que alrededor de 10, menor que alrededor de 9 o menor que alrededor de 8. Se puede medir directamente la densidad API usando un hidrómetro graduado con las unidades de densidad API, como se detalla en ASTM D287. Alternativamente se puede calcular la densidad API a partir de la densidad del petróleo, que se puede medir ya sea usando un hidrómetro, como se detalla en ASTM D1298, o con un método de tubo oscilante en U, como se detalla en ASTM D4052. Los ajustes de densidad a diferentes temperaturas, las correcciones para la expansión y la contracción del vidrio de sosa-cal y las correcciones de menisco para los aceites opacos están detallados en los detalles de uso de las Petroleum Measurement Tables especificados en ASTM D1250. Luego se calcula la densidad específica a partir de la fórmula 1 que sigue, y se calcula la densidad API a partir de la fórmula 2 que sigue.

Formula 1 141.5 API gravity = - 131.5 SG Fonnula 2 El uso de una cámara de combustión en el fondo de la perforación, en la recuperación intensificada de depósitos de material combustible desde una formación, de acuerdo con ciertas modalidades de la invención está ilustrado en el diagrama de flujo de la figura 1. En particular, la figura ilustra una sección de una formación geológica típica que consiste de (de arriba abajo) : una capa superior de suelo 2, una capa inferior de roca porosa 3 (tal como esquisto) que no permite la infiltración significativa de aceite; una capa media de roca porosa 4, que puede permitir o no la infiltración de aceite; una capa 5 que contiene aceite (tal como piedra arenisca o piedra caliza) que tiene suficiente porosidad para contener petróleo y permitir posiblemente el flujo libre desde ella a una zona de menor presión, y otra capa de roca de porosidad media 6. Se debe entender que dicha formación geológica sólo es ejemplar y que las formaciones geológicas que se pueden beneficiar de los métodos de la presente invención pueden tener más o menos capas, con una variedad de configuración diferente, incluyendo cruzamientos de las capas. Además, la discusión en relación con una capa que contiene petróleo no se debe ver como una limitación a la combustión en el fondo de la perforación para únicamente tales formaciones.

Se muestra un pozo de inyección 100 que penetra en diversas capas de la formación geológica, incluyendo la capa 5 que contiene petróleo. Si bien está mostrado un solo pozo de inyección se entiende que se podría utilizar una pluralidad de pozos de inyección. Además, el pozo de inyección puede ser una perforación de pozo previamente existente que se modifica, de ser necesario, para acomodar la cámara de combustión en el fondo de la perforación (o sus productos) o puede ser una perforación formada de propósito. El pozo de inyección 100 ilustrado incluye una tubería de revestimiento conductora 101, una tubería de revestimiento de superficie 102 y una tubería de revestimiento de producción 103, cada una de las cuales puede estar cementada en su posición. En el interior de la tubería de revestimiento de producción hay una tubería de trabajo 104 que es utilizada para suministrar los materiales de combustión. En algunas modalidades la tubería de trabajo puede estar ausente y puede proceder el suministro de materiales de combustión a través de la tubería de revestimiento de producción. En los casos en que se forma un pozo expresamente con el propósito de obtener la combustión en el fondo de la perforación, las combinaciones de tuberías de revestimiento pueden variar o estar esencialmente ausentes. Por ejemplo, el pozo de inyección podría comprender simplemente un conductor, una tubería de revestimiento de superficie y una perforación abierta que se extiende debajo del borde inferior de la tubería de revestimiento de superficie. En la modalidad ilustrada se provee un obturador 110 empacador de inyección para usarlo como un sello de presión cerca del terminal inferior de la tubería de trabajo 104, para aislar la porción superior del pozo de la zona de combustión 112 que queda debaj o .

Dentro de la zona de combustión 112 hay una cámara de combustión a presión 300, tal como una cámara de combustión a presión enfriada por transpiración, como se describe en otra parte de la presente. La cámara de combustión a presión está alineada geográficamente con la capa o formación) que contiene petróleo relativamente lenta en la formación. La ubicación exacta dentro de la formación puede variar; por ejemplo, puede estar alta en la formación para favorecer el movimiento descendente de los materiales inyectados, o baja en la formación, para favorecer la permeación ascendente de los materiales inyectados; y dicha ubicación puede depender de la naturaleza exacta de los materiales inyectados y de la naturaleza exacta del depósito que se va a recuperar desde la formación) . En modalidades particulares, puede ser conveniente usar uno o más pozos no verticales como pozo de inyección. Por ejemplo, el pozo de inyección puede incluir una o más secciones diagonales u horizontales, desde las cuales se puede inyectar en la formación la corriente que contiene CO2. De igual manera, el pozo de inyección puede incluir una ramificación o una pluralidad de ramificaciones que pueden ser verticales, horizontales o diagonales en relación con la superficie al nivel del suelo. En otras modalidades la cámara de combustión a presión o los componentes que dirigen la corriente que contiene C02 pueden estar situados sobre rieles o poleas, o pueden utilizar otros mecanismos para permitirles moverse en todas las direcciones potenciales. También se pueden usar válvulas que controlan el flujo a varias porciones de la cámara de combustión a presión para controlar la dirección de flujo del C02.

Una fuente 10 de combustible para combustión provee el combustible para combustión dentro de la perforación, a la cámara de combustión a presión 300, tal como por medio de una tubería asociada u otros medios de suministro adecuados. Como se describe más adelante, el combustible para la combustión puede ser una fracción del material combustible recuperado de la formación de depósito. Una fuente de oxidante 20 (que es una unidad de separación de aire que provee 02, a manera de ejemplo en esta modalidad) provee 02 (de preferencia en forma sustancialmente purificada, como se describió más atrás) dentro de la perforación, hasta la cámara de combustión a presión, tal como por medio de una tubería asociada o por otros medios de suministro adecuados. También está provista una corriente 30 de C02 para que pase a través de la cámara de combustión a presión. En la modalidad ilustrada, la corriente de C02 converge con la corriente de 02 procedente de la fuente de oxígeno, en el mezclador 25. Alternativamente, la corriente de C02 puede pasar directamente a la cámara de combustión a presión, en una línea de suministro separada. También adicionalmente puede usarse otro aparato mezclador adicional o diferente para combinar el combustible, el oxígeno y el C02 antes de pasar a la cámara de combustión a presión. En las modalidades en las que se secuestra significativamente el C02 procedente de la combustión dentro de la formación inyectada o no se recicla al método de combustión, puede estar ausente la corriente de C02. En la modalidad ilustrada, el sistema de combustión incluye adicionalmente una fuente 40 de fluido moderador, que puede proveer específicamente agua, un fluido moderador diferente (que incluye C02) , o mezclas de fluidos moderadores a la cámara de combustión a presión, por medio de una tubería asociada u otros medios de suministro adecuados. Se puede suministrar específicamente el fluido moderador a la cámara de combustión a presión como un fluido enfriador por transpiración. Adicionalmente, se puede suministrar la corriente de C02 a la cámara de combustión a presión a través de la fuente de fluido moderador (en particular cuando puede ser conveniente el C02 para usarlo como fluido de enfriamiento por transpiración) .

Cuando se suministra la combinación de alimentaciones (es decir, 02, agua, C02 y combustible) a la cámara de combustión a presión, puede proceder la combustión y los productos de combustión que salen de la cámara de combustión a presión pueden incluir uno o más de: calor, vapor, C02, y subproductos de reacción, como se discute en otra parte de la presente. La cámara de combustión a presión puede ser descrita teniendo una zona de entrada en la que se entregan el combustible y otros materiales, y una zona de salida, desde la que se produce la corriente del producto de combustión. Como se ve en la figura 1, el casco de producción 103 puede incluir una o más perforaciones 105, que pueden estar localizadas significativamente en el área de la cámara de combustión a presión 300 o pueden estar espaciadas en diversas ubicaciones que corresponden a la formación productora de petróleo. Dichas perforaciones pueden proveer el paso de la corriente del producto de combustión fuera del pozo y hacia la formación que contiene el petróleo. En otras modalidades, el casco de producción 103 puede estar ausente, por lo menos dentro de la formación productora de petróleo, y la corriente del producto de combustión puede fluir fácilmente a través de los poros de la formación.

La propagación de los productos de combustión a través de la formación productora facilita la recuperación de los depósitos de la formación (por ejemplo, petróleo) a través de uno o más pozos de producción 200. Dicha propagación de los productos de combustión y los depósitos de la formación está ilustrada mediante las flechas de bloque en la figura 1. Las flechas sin relleno representan el producto de combustión que entra en la formación. Las flechas sucesivamente más oscuras representan los depósitos de formación (por ejemplo, petróleo) que son miscibles con el C02 y que tienen una viscosidad ahora reducida (y, opcionalmente , una temperatura incrementada por el tratamiento con vapor y/o una presión incrementada) , que proceden hacia el pozo de producción. En algunas modalidades, el pozo de inyección 100 puede estar configurado de manera que inyecte la corriente de producto de combustión en una primera zona dentro de una formación productora, y reciba los depósitos de la formación producidos en una segunda zona, dentro de la formación productora. Por ejemplo, la inyección de la corriente del producto de combustión podría proceder desde la tubería de revestimiento de producción, debajo del obturador de empaque 110, y los depósitos podrían entrar en la tubería de revestimiento de producción encima del obturador de empaque, a través de una o más perforaciones adicionales (no mostradas) y los depósitos recuperados podrían fluir a través del espacio anular entre la tubería de revestimiento de producción 103 y la tubería de trabajo 104.

El pozo de producción separado 200, mostrado en la figura 1, incluye una tubería de revestimiento conductora 201, una tubería de revestimiento de superficie 202 y una tubería de revestimiento de producción 203, cada una de las cuales puede estar cementada en su posición. En esta modalidad, la tubería de revestimiento de producción se extiende únicamente a corta distancia por debajo del extremo inferior de la tubería de revestimiento de superficie, y la porción restante del pozo por debajo de ella, está ilustrado simplemente como una perforación abierta de pozo 206. En otras modalidades, la tubería de revestimiento de producción se puede extender adicionalmente dentro del pozo y la perforación abierta de pozo de hecho podría incluir un revestimiento o una tubería de revestimiento que podría estar perforada o ser porosa de otra manera, para permitir el paso de los depósitos producidos hacia el pozo. El interior de la tubería de revestimiento de producción es una tubería de producción 204, que se utiliza para el suministro de los depósitos recuperados a la superficie, y la tubería de producción está rodeada, cerca de su extremo inferior, con un obturador de empaque de producción 210.

La corriente de depósito recuperada 250, suministrada a la superficie del pozo de producción 200, puede ser sometida a uno o más pasos de procesamiento. Por ejemplo, se puede hacer pasar la corriente de depósito recuperada a través de un expansor 320 para reducir la presión de la corriente. La corriente, opcionalmente a presión reducida, puede pasar a través de una unidad de separación 330, de manera que separe la corriente de aceite pesado 332 de una corriente de gas ligero 334. La corriente de gas ligero puede proceder a través de un separador de gas 340, que puede aislar una corriente de gas hidrocarburo 342 de cualquier CO2 (y/o de impurezas, por ejemplo, H2S) , combinado con la corriente del depósito recuperado. La corriente de C02 expandida 344 puede proceder opcionalmente a través de una turbina de generación de potencia 350 para producir electricidad (E) , y la corriente de C02 expandida 30 puede proceder al mezclador 25 para combinarse con la corriente de 02 para su reinyección en el pozo de inyección 100. En modalidades alternativas, se podría introducir directamente en el sistema de combustión cualquiera de las corrientes 250, 332, 334, 342 y 344, en particular si no se necesita ni se desea algún componente intermedio de ajuste de presión, separación o producción de potencia.

En algunas modalidades, en lugar de separar los gases ligeros, dicho componente puede permanecer en combinación con la corriente de C02 para introducirlos en la cámara de combustión a presión. De esta manera se puede eliminar parcialmente o por completo el requisito de una fuente de combustible separada para la cámara de combustión a presión. En efecto, un método de acuerdo con la invención puede producir así un producto de petróleo crudo para el mercado, y se puede usar cualquier gas ligero producido como fuente de combustible para la cámara de combustión a presión, a fin de formar más C02 para continuar con la operación de EOR. Más aún: todavía puede ocurrir el paso de separación de gas y se pueden suministrar cualesquiera gases de hidrocarburo separados a la cámara de combustión a presión, como fuente de combustible. Otras modalidades relacionadas con la separación de los componentes de la corriente de recuperación del producto están discutidas en otra parte de la presente.

En algunas modalidades puede ser útil proporcionar específicamente la razón de oxidante a C02 que se introduce a la cámara de combustión a presión. Por ejemplo, la cantidad de oxidante introducida a la cámara de combustión a presión puede ser menor que alrededor de 50 por ciento en peso de la cantidad de C02 introducida en la cámara de combustión. En otras modalidades, la cantidad de oxidante introducida a la cámara de combustión a presión puede ser menor que alrededor de 45 por ciento, menor que alrededor de 40 por ciento, menor que alrededor de 35 por ciento o menor que alrededor de 30 por ciento en peso de la cantidad de C02 introducida en la cámara de combustión a presión. En modalidades específicas, la cantidad de oxidante introducida a la cámara de combustión a presión puede ser de alrededor de 10 por ciento a alrededor de 50 por ciento; de alrededor de 10 por ciento a alrededor de 45 por ciento; de alrededor de 12 por ciento a alrededor de 40 por ciento; de alrededor de 12 por ciento a alrededor de 35 por ciento, o de alrededor de 15 por ciento a alrededor de 30 por ciento, en peso de la cantidad de C02 introducida en la cámara de combustión a presión.

En ciertas modalidades, puede ser particularmente conveniente producir una cantidad significativa de vapor como parte del proceso de combustión. Específicamente, se puede añadir agua al ciclo de combustión (por ejemplo, como un fluido moderador en la cámara de combustión a presión) y en particular puede ser introducido en la cámara de combustión a presión como un enfriador por transpiración. De esta manera, además del C02, el proceso de combustión también puede proveer un volumen relativamente grande de vapor. En ciertas modalidades, la fracción de vapor puede ser menor que alrededor de 50 por ciento, menor que alrededor de 40 por ciento, menor que alrededor de 30 por ciento, menor que alrededor de 20 por ciento, menor que alrededor de 10 por ciento o menor que alrededor de 5 por ciento de la corriente de combustión, sobre la base de masa por masa. Si se desea, sin embargo (tal como en un proceso de EOR térmico) , la fracción de vapor puede ser mayor que 50 por ciento en masa de la corriente del producto de combustión.

En modalidades ventajosas, la invención puede estar caracterizada en relación con el uso de la cámara de combustión a presión dentro de la perforación, con un exceso de oxidante (por ejemplo, oxigeno o aire) . En modalidades especificas, la cantidad de oxigeno que se provee, en exceso del contenido estequioraétricamente necesario para la combustión del combustible, es por lo menos alrededor de 0.1 por ciento, por lo menos alrededor de 0.2 por ciento, por lo menos alrededor de 0.25 por ciento, por lo menos alrededor de 0.5 por ciento o por lo menos alrededor de 1.0 por ciento, sobre una base molar. En otras modalidades, el exceso estequiométrico de oxigeno, con respecto a la cantidad necesaria para la combustión del combustible, es de alrededor de 0.1 por ciento a alrededor de 5 por ciento, de alrededor de 0.15 por ciento a alrededor de 4 por ciento, de alrededor de 0.2 por ciento a alrededor de 3 por ciento o de alrededor de 0.25 por ciento a alrededor de 2.5 por ciento, sobre una base molar. La cantidad de aire que se provee, en exceso del contenido estequiométricamente necesario para la combustión del combustible puede ser un exceso de hasta alrededor de 40 veces. Proveer dicho exceso estequiométrico puede ser útil para garantizar la combustión completa del combustible carbonoso (que tiene las mismas características descritas más atrás, con la capacidad de aceptar directamente el gas de salida producido, de recuperación intensificada) . Esto es conveniente debido a que se puede eliminar sustancialmente o por completo la producción de carbón (es decir, de cisco) , que podría obturar sustancialmente la formación. Por ejemplo, la provisión de un exceso grande de oxidante puede ser efectiva par oxidar la hulla para producir monóxido de carbono (CO) . En modalidades particulares puede estar limitada la producción de carbón, de manera que la corriente del producto de combustión comprenda menos de alrededor de 2 por ciento, menos de alrededor de 1.5 por ciento, menos de alrededor de 1 por ciento, menos de alrededor de 0.5 por ciento, menos de alrededor de 0.25 por ciento o menos de alrededor de 0.1 por ciento, en peso del carbón en partículas (o cisco) .

Proveer un exceso de oxidante (en particular de oxígeno) está contraindicado en relación con un pozo de petróleo o de gas natural, puesto que dichos pozos típicamente requieren que se defina estrictamente el oxígeno presente a un nivel muy bajo, para evitar problemas de desarrollo de algas o de deposición de azufre. En los sistemas y los métodos de combustión de la presente, sin embargo, se provee un exceso de oxígeno como parte de una corriente de gas a alta temperatura. Bajo las condiciones descritas aquí, se puede eliminar efectivamente cualquier exceso de oxígeno que permanezca después de la combustión, mediante reacciones laterales con los hidrocarburos del depósito. Por ejemplo, pueden ocurrir las siguientes reacciones bajo tales condiciones: Hulla (CHX) + 02 = CO + 0.5XH20 Fórmula 3 2C0 + 02 = 2C02 Fórmula 4 C02 + C = 2C0 Fórmula 5 CO + H20 = C02 + H2 Fórmula 6 H2 + 02 = H20 Fórmula 7 Petróleo (CH2)X + 02 = CO + XH20 Fórmula 8 Se espera que las reacciones de las fórmulas 4 a 7 sigan de igual manera la reacción de la fórmula 8.

Además de lo anterior, el uso de una cámara de combustión dentro de la perforación con flujo de agua inyectado por via transpiración, puede ser particularmente ventajoso para controlar la temperatura de la corriente fluida de recuperación intensificada. Más específicamente, el contenido de agua (y, opcionalmente, la corriente de C02) se puede ajustar según sea necesario para enfriar directamente la corriente del producto de combustión a una temperatura controlada, diseñada por el usuario, que puede establecerse para la máxima recuperación de petróleo en el yacimiento particular. Por ejemplo, se pueden controlar las temperaturas de la corriente del producto de combustión en la escala de alrededor de 100 °C a alrededor de 1800 °C, o cualquiera de las otras escalas descritas en otra parte de la presente.

Aun cuando se había discutido previamente en la técnica la combustión dentro de la perforación, tales métodos difieren de la presente invención porque la combustión en los sistemas conocidos no incluye uno en el que se puedan obtener temperaturas y presiones suficientemente altas para facilitar la combustión de los combustibles incluso contaminados, como se discute adicionalmente más adelante. Además, las técnicas de combustión dentro de la perforación, conocidas, han necesitado el uso de un catalizador soportador sólido para prevenir la producción de cisco y la obturación de la cara de la formación productora de petróleo. Como ya se había hecho notar antes, la presente invención puede eliminar el requisito de dichos sistemas catalizadores. Sin embargo, si se desea, en modalidades particulares, la combustión de acuerdo con la presente invención (ya sea la combustión en la superficie o la combustión dentro de la perforación) también puede incorporar el uso de un catalizador.

En la figura 2 están ilustradas modalidades particulares que comprenden combustión en la superficie. Como se ve allí, la naturaleza general del sistema y el método es similar a la combustión dentro de la perforación, en que una fuente de combustible 10 provee el combustible para la combustión a la cámara de combustión a presión 300, situada en la superficie, de preferencia sustancialmente cerca del pozo de inyección 100. Una fuente de oxígeno 20 (tal como una unidad de separación de aire en esta modalidad ejemplar) provee O2 (de preferencia en forma sustancialmente purificada, como se describió más arriba) a la cámara de combustión a presión. También está incluida una fuente 31 de fluido de trabajo para proveer el fluido de trabajo, tal como una corriente de C02 para su paso a través de la cámara de combustión a presión. Opcionalmente se podría proveer otro fluido moderador, tal como agua, a la cámara de combustión a presión. El fluido moderador y/o el fluido de trabajo pueden ser suministrados específicamente a la cámara de combustión como un fluido de enfriamiento por transpiración, según la discusión ya provista antes aquí. Se puede usar un aparato mezclador para combinar el combustible, el oxigeno y el CO2 antes de que pasen a la cámara de combustión a presión.

A manera de ejemplo, la figura 2 ilustra una sección transversal de una formación geológica típica que consiste de (de arriba abajo) una capa 2 de suelo superior, una capa 3 de roca de baja porosidad (tal como esquisto) , una capa 7 de yacimiento de combustible fósil y/o de lecho de hulla, que incluye metano y, posiblemente, otros hidrocarburos ligeros, y otra capa 6 de roca de porosidad media. De nuevo, la estratificación real de los estratos geológicos puede variar.

Se muestra el pozo de inyección 100 que penetra las diversas capas de la formación geológica, incluyendo la capa 7 de lecho de hulla. Si bien se muestra un solo pozo de inyección, se entiende que se podría utilizar una pluralidad de pozos de inyección. Además, el pozo de inyección puede ser una perforación de pozo preexistente que, de ser necesario, se modifica para facilitar el flujo de C02 o puede ser una perforación formada de propósito. El pozo de inyección 100 ilustrado incluye una tubería de revestimiento conductora 101, una tubería de revestimiento de superficie 102 y una tubería de revestimiento de producción 103, cada una de las cuales puede estar cementada en su posición. Dentro de la tubería de revestimiento de producción hay una tubería de trabajo 104 que incluye un tubo central 115 para la inyección en el pozo de la corriente que contiene C02. En algunas modalidades puede faltar la tubería de trabajo y puede proceder el suministro de la corriente que contiene C02 a través del tubo central solo. En la modalidad ilustrada está provisto un obturador 110 de empaque de inyección, para usarlo como un sello de presión cerca del extremo inferior de la tubería de trabajo 104, para aislar la porción superior del pozo respecto a la zona de inyección inferior 113.

Como se ilustra en la figura 2, la tubería de revestimiento 103 de producción puede incluir una o más perforaciones 105, que pueden estar espaciadas en diversas ubicaciones dentro de la formación del lecho de hulla. Tales perforaciones pueden proveer paso de la corriente del producto de combustión fuera del pozo y hacia el lecho de hulla. En otras modalidades, la tubería de revestimiento 103 de producción puede estar ausente, por lo menos dentro de la formación del lecho de hulla, y la corriente del producto de combustión puede fluir fácilmente a través de los poros en la cara del lecho de hulla y/o a través de las costuras en el lecho de hulla.

En modalidades particulares puede ser conveniente usar uno o más pozos no verticales como pozo de inyección. Por ejemplo, el pozo de inyección puede incluir una o más secciones diagonales u horizontales, desde las que se puede inyectar la corriente que contiene C02 dentro de la formación. El pozo de inyección puede incluir asimismo una o más ramificaciones que pueden ser verticales, horizontales o diagonales, en relación con la superficie al nivel de suelo. La inyección nuevamente puede tener el potencial de movimiento de traslación, axial y de rotación.

En operación, la fuente de combustible 10 provee la combustión a la cámara de combustión a presión 300, tal como por medio de una tubería asociada o de otros medios de suministro adecuados; y dicho combustible puede ser una fracción del material combustible recuperado de la formación del depósito. Una fuente de oxigeno 20 (tal como una unidad de separación de aire) provee el oxigeno (de preferencia en forma sustancialmente purificada, como se describió antes) a la cámara de combustión a presión, tal como por medio de una tubería asociada o por otros medios de suministro adecuados. También se provee la corriente 31 de C02 para su paso a través de la cámara de combustión a presión. En la modalidad ilustrada, la corriente de C02 de preferencia funciona como un fluido de trabajo y/o un fluido moderador y/o un fluido de transpiración. Si se desea, se puede usar un fluido de trabajo y/o un fluido moderador y/o un fluido de transpiración diferentes (que pueden ser el mismo o diferentes) , y se pueden proveer fuentes separadas para cada corriente. Se puede usar el aparato mezclador para combinar el combustible, el oxigeno y el fluido de trabajo antes de su paso a la cámara de combustión a presión.

La cámara de combustión a presión 300 incluye una salida desde la cual fluye una corriente del producto de combustión, que puede describirse como una corriente que contiene C02. El C02 puede estar en cualquier forma, como ya se discutió antes aquí. La corriente del producto de combustión es introducida en una turbina 350 para producir electricidad (E) y se dirige la corriente de salida de la turbina ya sea a procesamiento adicional o al pozo de inyección. Los componentes de procesamiento 375 pueden incluir uno o más de los siguientes: un cambiador de calor, una unidad de separación (por ejemplo, para eliminar el agua o las impurezas oligoméricas) , una compresora, un expansor y una unidad de enfriamiento. La corriente que contiene C02, ya sea que salga de la turbina o un componente de procesamiento, se dirige al menos parcialmente hacia el pozo, por medio del tubo central 115, y entra en la formación 7 del lecho de hulla, a través de las perforaciones 105 en la tubería de revestimiento 103 de producción.

La propagación de la corriente que contiene CO2 a través del lecho de hulla facilita la recuperación de los depósitos de la formación (por ejemplo el metano), a través de uno o más pozos de producción 200. Dicha propagación de los productos de combustión y los depósitos de la formación se ilustra mediante las flechas de bloque de la figura 2. Las flechas sin rellenar representan la corriente que contiene C02 que entra en la formación. Las flechas sucesivamente más oscuras representan los depósitos de la formación (por ejemplo el metano) que se entremezclan con el CO? y/o simplemente son desplazados por el C02 y proceden hacia el pozo de producción. En algunas modalidades se puede configurar el pozo de inyección 100 de manera que inyecte la corriente del producto de combustión en una primera zona dentro de una formación productora y reciba los depósitos de formación producidos en una segunda zona, dentro de la formación productora. Por ejemplo, se podría efectuar la inyección de la corriente del producto de combustión debajo del obturador de empaque 110, y los depósitos podrían entrar en la tubería de revestimiento de producción, encima del obturador de empaque, a través de una o más perforaciones adicionales (no mostradas) y los depósitos recuperados podrían fluir a través del espacio anular entre la tubería de revestimiento 103 de producción y la tubería de trabajo 104.

El pozo de producción separado 200, mostrado en la figura 2, incluye una tubería de revestimiento conductora 201, una tubería de revestimiento 202 de superficie y una tubería de revestimiento 203 de producción, cada una de las cuales puede estar cementada en su posición. En esta modalidad, la tubería de revestimiento de producción únicamente se extiende a corta distancia por debajo del extremo inferior de la tubería de revestimiento de superficie, y la porción restante del pozo debajo de ella se ilustra simplemente como una perforación abierta de pozo 206. En otras modalidades, la tubería de revestimiento de producción puede extenderse adicionalmente hacia abajo dentro del pozo, y la perforación abierta de pozo, de hecho, podría incluir un revestimiento o una tubería de revestimiento que pudiera estar perforada o ser porosa de otra manera, para permitir el paso de los depósitos producidos hacia el pozo. Dentro de la tubería de revestimiento de producción hay una tubería de producción 204 que es utilizada para suministrar los depósitos recuperados a la superficie, y la tubería de producción está rodeada, cerca de su extremo inferior, con un obturador 210 de empaque de producción, que provee un sello.

La corriente de metano recuperada 251, suministrada a la superficie del pozo de producción 200, puede ser sometida a uno o más pasos de procesamiento, y toda ella, o una porción de la corriente de metano, puede ser dirigida de nuevo al sistema de combustión a presión. Por ejemplo, la corriente de depósito recuperada puede proceder a través de uno o más de un expansor para reducir la presión de la corriente, una o más unidades de separación, para separar una corriente de metano puro para el mercado y/o separar otra corriente de gas hidrocarburo de cualquier C02 (y/o impurezas, por ejemplo, H2S) , y una turbina generadora de potencia adicional, todos los cuales están descritos antes, en relación con la figura 1. Como se ilustra en la figura 2, se puede dirigir una fracción de la corriente de metano 251 a la fuente de combustible. Esta fracción puede ser una combinación de uno o más gases de hidrocarburo y puede incluir cualquier impureza producida en la corriente de metano. Otra fracción de la corriente de metano puede ser dirigida a la fuente de fluido de trabajo. Esta fracción puede ser una corriente de C02 separada y puede incluir cualquier impureza producida en la corriente de metano.

La selección de usar una combustión en la superficie o una combustión dentro de la perforación puede depender de una variedad de factores, que incluyen el tipo de material que se va a recuperar y las condiciones físicas de la formación. Típicamente se puede emplear cualquier sistema para la recuperación intensificada de cualquier combustible fósil que esté en forma fluida, por ejemplo, hidrocarburos gaseosos, aceites de baja viscosidad e incluso aceite de alta viscosidad. Para los aceites de muy alta viscosidad y otros hidrocarburos sumamente viscosos (por ejemplo, betún, arenas alquitranosas y petróleo de esquisto) , pueden ser ventajosos los sistemas de combustión dentro de la perforación, debido a la posibilidad de proveer fácilmente una corriente de producto de combustión a alta temperatura que puede incluir una fracción significativa de vapor, lo que puede ser benéfico para incrementar la fluidez de esos materiales de mayor viscosidad.

Con la combustión en la superficie o con la combustión dentro de la perforación, se puede usar una variedad de combustibles para la combustión. Específicamente, se puede usar hidrocarburos gaseosos y petróleo líquido, y por tanto, el combustible para la combustión puede estar formado, por lo menos en parte, del material combustible que se recupera mediante los métodos. Los métodos de combustión también pueden comprender combustibles sólidos como combustible para la combustión. Por ejemplo, se podría usar hulla, de preferencia en un estado particularizado y fluidizado. En tales modalidades, puede ser útil para los sistemas de la invención la inclusión de una pluralidad de cámaras de combustión a presión.

Por ejemplo, la figura 3 ilustra una vista parcial de la modalidad de combustión en la superficie ilustrada en la figura 2, como se modifica para incorporar una cámara de combustión 600 a presión, con oxidación parcial. La figura 3 ilustra una sección transversal de una formación geológica típica que consiste de (de arriba abajo) una capa 2 superior de suelo, una capa 3 de roca de baja porosidad (tal como esquisto) y un yacimiento 8 de material combustible. Como en las figuras previas, se muestra el pozo de inyección 100 penetrando las diversas capas de la formación geológica que incluyen la capa de material combustible 8. Si bien se muestra un solo pozo de inyección, se entiende que se podría utilizar una pluralidad de pozos de inyección. Además, el pozo de inyección puede ser una perforación de pozo preexistente que, de ser necesario, se modifica para facilitar el flujo del CO2, o puede ser una perforación formada intencionalmente . El pozo de inyección 100 ilustrado incluye una tubería de revestimiento conductora 101, una tubería de revestimiento de superficie 102 y una tubería de revestimiento de producción 103, cada una de las cuales puede estar cementada en su posición. Dentro de la tubería de producción hay una tubería de trabajo 104, que incluye un tubo central 115 para la inyección de la corriente que contiene C02 dentro del pozo. En algunas modalidades puede no haber una tubería de trabajo, y el suministro de la corriente que contiene C02 puede efectuarse a través del tubo central solo. Se podrían incluir asimismo uno o más pozos de recuperación, como se ilustra en la figura 1 y en la figura 2, en las presentes modalidades.

Como se muestra en la figura 3, se provee un combustible sólido de hulla 1010 a la cámara de combustión a presión 600 con oxidación parcial, que es la primera cámara de combustión a presión de la serie. Si bien se discute la modalidad en relación con hulla, se entiende que se podría usar cualquier material combustible sólido, como se describe. De preferencia, el combustible sólido, tal como hulla, puede ser particularizado, por ejemplo, pasándolo a través de un aparato de molienda. Esto podría efectuarse en el sitio o se podría proveer el combustible sólido en una forma previamente particularizada. El tamaño de partícula podría ser tal, que proporcionara un tamaño promedio de partícula de alrededor de 10 µp? a alrededor de 500 pm, de alrededor de 25 pm a alrededor de 400 µt , o de alrededor de 50 pm a alrededor de 200 µta. Se puede mezclar la hulla en polvo con una sustancia fluidizante para proveer la hulla en forma de un lodo (que puede ser un lodo con C02) .

Además del combustible sólido de hulla 1010, se puede proveer oxígeno de la fuente de oxígeno 20 y C02 de la fuente de fluido de trabajo 31, a la cámara de combustión a presión 600 con oxidación parcial. El C02 puede ser opcional y puede ser la fuente del medio fluidizante. También se puede usar el C02 para enfriar la cámara de combustión a presión 600 con oxidación parcial. De preferencia, la cantidad de C02 usada es suficiente para enfriar la temperatura de la corriente de combustión con oxidación parcial que sale de la cámara de combustión a presión con oxidación parcial, tal como cualquier ceniza que esté presente en forma sólida, que pueda ser separada de manera segura. Consecuentemente, el C02, la hulla y el oxigeno se pueden proveer a la cámara de combustión a presión con oxidación parcial, de manera que la hulla se oxide sólo parcialmente para producir una corriente de producto de combustión parcialmente oxidado que comprende C02 junto con uno o más de: H2, CO, CH4, H2S y NH3. El C02, la hulla y el 02 también pueden ser introducidos, de preferencia, en la cámara de combustión a presión 600 con oxidación parcial, en las proporciones necesarias, de manera que la temperatura de la corriente de producto de combustión parcialmente oxidado sea suficientemente baja para que toda la ceniza presente en la corriente esté en forma de partículas sólidas, que puedan ser separadas fácilmente por uno o más separadores y/o filtros, por ejemplo, un filtro ciclónico. Como se muestra en la figura 3, se ilustra la eliminación de la ceniza mediante el filtro 650. En modalidades específicas, la temperatura de la corriente de combustión parcialmente oxidada puede ser menor que alrededor de 1100 °C, menor que alrededor de 1000 °C, menor que alrededor de 900 °C, menor que alrededor de 800 °C, o menor que alrededor de 700 °C. En otras modalidades, la temperatura de la corriente de combustión parcialmente oxidada puede ser de alrededor de 300 °C a alrededor de 1000 °C, de alrededor de 400 °C a alrededor de 950 °C o de alrededor de 500 °C a alrededor de 900 °C. La corriente de combustión parcialmente oxidad y filtrada, que sale del filtro 650, puede ser introducida directamente en la cámara de combustión a presión 300 enfriada por transpiración. Se provee esta introducción junto con la corriente de oxigeno procedente de la fuente de oxigeno 20 y el C02 reciclado, que es el fluido de trabajo, procedente de la fuente 31 de fluido de trabajo. En este punto, la combustión puede proceder de manera similar a la descrita en otra parte de la presente. Los materiales combustibles de la corriente de combustión parcialmente oxidada son quemados en la cámara de combustión a presión 300, en presencia de oxigeno y de C02 para proveer una corriente de combustión que comprende CO2. Esta corriente puede ser expandida a través de una turbina 350 para producir energía eléctrica (por ejemplo, mediante un generador) . La corriente de descarga de la turbina puede pasar a través de uno o más componentes 375 de procesamiento, y ser introducida en el tubo central 115 para su inyección en el pozo. Por supuesto, se entiende que estas modalidades de oxidación parcial se podrían adaptar a las modalidades de cámara de combustión a presión dentro de la perforación, como se describe en otra parte de la presente, en particular con relación a la figura 1.

La presente invención provee también mejoras generales respecto a los métodos de inundación con C02 conocidos en la técnica. Debido a que la corriente que contiene C02 formada y usada en la presente invención es una corriente del producto de combustión, la corriente que contiene CO2 también puede proveer una cantidad importante de calor a la formación. De esa manera, el calor de la combustión puede ser transferido a una porción de la formación, y dicho calentamiento puede funcionar para facilitar la recuperación intensificada de los depósitos de ella, en particular con relación a los combustibles fósiles. Si se desea, incluso se puede proveer la corriente que contiene C02 a temperaturas suficientes para facilitar el craqueo de los hidrocarburos de cadena larga, tal como en una formación de petróleo crudo. Esto puede ser particularmente útil para intensificar la recuperación de aceites de elevada viscosidad e incluso otros depósitos sumamente viscosos.

En cualquiera de los sistemas y los métodos que se pueden utilizar de acuerdo con la invención, la corriente de producción retirada del pozo productor o los pozos productores comprenderá típicamente una mezcla de materiales. Por ejemplo, los combustibles fósiles recuperados pueden incluir una fracción (e incluso cantidades elevadas, en ciertos casos) de sulfuros de hidrógeno, que pueden ser eliminados, si se desea, para proveer una corriente de combustible fósil esencialmente pura. De igual manera, se debe eliminar cualquier C02 que pase a través de la formación y hacia la corriente de recuperación, para proveer un combustible fósil comercializable . La presente invención, que utiliza un proceso de combustión para proveer la corriente que contiene C02 usada para la recuperación intensificada, puede mitigar o eliminar los efectos adversos de la presencia de impurezas en una corriente de combustible fósil recuperado. Por ejemplo, puesto que se puede integrar el proceso de combustión con un ciclo de potencia supercrítico, sumamente eficiente y limpio usando C02 como fluido de trabajo (tal como al que se hizo referencia antes) dicho ciclo puede tratar efectivamente con corrientes de combustible que contengan una fracción grande de compuestos de azufre (y otras impurezas) . Consecuentemente, se pueden usar mezclas de combustibles fósiles, C02 H2S y otras impurezas como combustible en el proceso de combustión, incluso con fracciones con elevado contenido de C02, H2S y/o otras impurezas. Por lo tanto, a manera de ejemplo, se puede inyectar directamente una variedad de combinaciones de aceites, gases ligeros, C02, compuestos de azufre y otras impurezas, en el ciclo de producción de potencia para uso en la combustión y en la generación de potencia para producir más CO2 y electricidad. De igual manera, en las modalidades de combustión dentro de la perforación, a alta presión y alta temperatura, la introducción de combustible para la combustión puede variar desde un hidrocarburo esencialmente puro hasta una mezcla de uno o más combustibles hidrocarburo con una variedad de impurezas, en una variedad de combinaciones. En otras palabras, el proceso de combustión de acuerdo con la invención, que produce el C02 para la inyección en las técnicas de recuperación intensificada, puede proceder esencialmente sin impedimento, incluyendo en presencia de cantidades hasta importantes de impurezas.

La fracción de una corriente de recuperación que se utiliza como combustible para la combustión en la cámara de combustión a presión para la producción de más C02 para la recuperación intensificada (y, opcionalmente, la producción de potencia) puede variar, dependiendo de la naturaleza de la formación y de cualesquiera materiales comercializables que puedan extraerse de la corriente. Por ejemplo, en la recuperación intensificada de aceite, la corriente de recuperación incluirá petróleo crudo y posiblemente agua, hidrocarburos gaseosos y/o H2S. En algunas modalidades, puede ser útil que una fracción del aceite crudo se use como combustible para la combustión. Típicamente, dicho uso ocurrirá después que la corriente de recuperación ha sido sometida a pasos de separación, útiles para extraer otros componentes de la corriente, tales como gas natural y/o agua.

Cuando una corriente de recuperación que comprende petróleo crudo contiene también una fracción suficiente de hidrocarburos gaseosos, se pueden aplicar pasos de procesamiento específicos para separar los hidrocarburos gaseosos del petróleo crudo. Los hidrocarburos gaseosos (inclusive las diversas impurezas incluidas en ellos) pueden ser usados como combustible para la combustión. En modalidades específicas, los hidrocarburos gaseosos (que pueden comprender principalmente metano como el componente de hidrocarburo gaseoso) pueden incluir un contenido importante de H2S. La presente invención es particularmente útil por cuanto se puede introducir directamente el gas sulfuroso en la cámara de combustión a presión, sin ningún requisito de endulzamiento (es decir, sin que se tenga que eliminar un contenido importante de H2S) , si bien no necesariamente se impide el endulzamiento. De manera benéfica, se puede llevar a cabo la combustión usando gas sulfuroso sin disminuir realmente la eficiencia del ciclo de combustión (siendo la eficiencia la producción de potencia real contra la producción de potencia teórica con base en el valor menor de calentamiento del combustible de gas natural) . Esto está ilustrado en la figura 4, donde la eficiencia de la producción de potencia a través de la combustión de gas natural está mostrada como una función del contenido de gas sulfuroso de la corriente original de recuperación de petróleo crudo. Como se puede ver allí, la eficiencia basada en la entrada (es decir, la eficiencia basada en la entrada total de combustible que incluye el gas natural y el H2S) permanece esencialmente constante a medida que aumenta el contenido de H2S, lo que indica que la presencia de H2S no disminuye la eficiencia del proceso. Sin embargo, el uso del gas sulfuroso puede caracterizarse como benéfico en comparación con el uso de gas natural puro debido a que la eficiencia a base del combustible (es decir, la eficiencia que se basa únicamente en la producción potencial de potencia del gas natural), realmente muestra un ligero incremento conforme aumenta el contenido de H2S . Esto se debe a que la cantidad real de gas natural que se está quemando disminuye en la medida que aumenta el contenido de H2S, sin pérdida sustancialmente en la producción de potencia real. La combustión del H2S como componente de la corriente de gas natural recuperado puede funcionar asi como un medio simplificado para eliminar el H2S. Por ejemplo, una corriente de gas natural que incluye H2S puede ser introducida en una cámara de combustión a presión con un oxidante y, opcionalmente, C02 (que puede estar presente al menos parcialmente en la corriente de gas natural, además del H2S) . La corriente de combustión (en la que el H2S ha sido convertido a S03 por medio de una reacción con el oxigeno en la cámara de combustión a presión) puede pasar a través de una turbina para la producción de energía eléctrica (por ejemplo, mediante un generador de electricidad conectado a la turbina) y luego a través de un cambiador de calor para reducir la temperatura de la corriente. La corriente enfriada (por ejemplo, menos de alrededor de 90 °C, menos de alrededor de 50 °C o menos de alrededor de 30 °C) puede tener una presión que es mayor que alrededor de 8 MPa, mayor que alrededor de 12 MPa, o mayor que alrededor de 15 MPa. Esta corriente puede ser procesada entonces a través de una o más unidades de separación, tal como un condensador y un reactor de ácido, donde el azufre introducido originalmente como H2S es eliminado como ácido sulfúrico en el reactor de ácido.

Aunque la corriente de combustible fósil recuperada puede contener una o más impurezas (incluyendo C02) , en varias modalidades se pueden caracterizar los sistemas y los métodos de la invención por sacar al medio ambiente solamente uno o más de los combustibles fósiles separados (que son recogidos para venta o para uso directo) , electricidad y corrientes de desperdicio seguras, controladas, que también se recogen y se sacan de manera segura del sistema. Esto se puede obtener a la luz del procesamiento especifico que se puede aplicar a la corriente de combustible fósil recuperada, procesamiento que puede ser diseñado a la medida, con base en la constitución real de la corriente.

Por ejemplo, una corriente recuperada puede contener significativamente sólo material combustible y C02. Como se describió antes, dicha mezcla de materiales puede ser sometida a un proceso de separación para extraer los materiales combustibles que pueden estar condensados a la presión dada o, por el contrario, están en estado liquido bajo las condiciones ambientales. De esa manera, se puede proveer una corriente producto comercializable de material combustible liquido. La corriente restante puede consistir esencialmente de material combustible (en particular hidrocarburos ligeros o hidrocarburos gaseosos) y CO2 y esta corriente se puede usar directamente como combustible para la combustión en el proceso de combustión definido. De esta manera, el proceso de combustión definido puede tener la característica de recuperar virtualmente en 100 por ciento del CO2 total en su alimentación de combustible (incluyendo cualquier C02 re-enviado) , es decir, virtualmente con emisión cero de C02 a la atmósfera. Además, puesto que la mezcla recuperada de C02 y los hidrocarburos gaseosos pueden ser entregados directamente al proceso de combustión, no hay necesidad de separar el CO2 de los hidrocarburos de bajo peso molecular, tal como usando los procesos de absorción, la separación física o la solución híbrida requeridos en la técnica conocida.

En ciertas modalidades, un proceso para la producción de petróleo de acuerdo con la invención implica la producción desde el pozo de un fluido a alta presión que se debe reducir en presión para separar una fracción de aceite líquido y una corriente de gas. Esta situación se ha descrito antes con relación a la modalidad de combustión dentro de la perforación; pero tal descripción, asimismo, se puede aplicar a sistemas y métodos de combustión en la superficie.

La reducción de presión para la separación de fracciones de aceite líquido y las fracciones de hidrocarburo gaseoso (que incluirán típicamente cualquier fracción de C02) se puede efectuar en varias etapas con separación del gas en cada etapa, para reducir al mínimo la potencia de recompresión del gas. La disminución de presión en las etapas también tiene el beneficio de fraccionar los gases de salida de una manera más controlada, permitiendo así la separación del gas para la dispersión comercial. Esto puede ser particularmente útil cuando uno o más de estos gases fraccionados tiene valor comercial. La corriente gaseosa que desgasifica a un nivel de presión particular podría ser procesada adicionalmente para recolección, en oposición a ser regresada al proceso para la combustión. La corriente de gas residual puede contener una fracción muy grande de CO2. Nuevamente, la invención puede resolver de esta manera las limitaciones de la técnica conocida, o sea, la necesidad de que las corrientes recuperadas de hidrocarburo gaseoso sean tratadas en unidades de proceso, tales como la Ryan-Holmes y LTX, para producir un gas natural de calidad de tubería, gas propano líquido (LPG) y una fracción de C02 que es reciclada para métodos de recuperación ulteriores.

En los métodos de recuperación de petróleo intensificada, es común que la corriente de recuperación del depósito comprenda mezclas de aceite crudo, hidrocarburos gaseosos (por ejemplo, metano) y agua en una variedad de proporciones, dependiendo de la naturaleza exacta de la formación. En algunas modalidades, se pueden utilizar técnicas y procesos conocidos para la destilación fraccional, para separar los componentes de la corriente de recuperación. Así, se pueden identificar procedimientos convenientes para aislar las fracciones deseadas a la luz de la totalidad de la presente descripción, en combinación, cuando sea útil, con procedimientos de la técnica conocida. Como ejemplo, para procesar las mezclas para la separación de componentes puede ser conveniente que la corriente de recuperación esté a una escala de temperatura favorable, por ejemplo, de alrededor de 10 °C a alrededor de 50 °C, de alrededor de 15 °C a alrededor de 40 °C, o a otras temperaturas de la superficie del ambiente, en el sitio de la formación. No se excluyen otras temperaturas de procesamiento y, de hecho, pueden ser convenientes en algunas modalidades. Sin embargo, se debe entender que la siguiente discusión en relación con las presiones del proceso puede variar con base en la temperatura exacta de la corriente de recuperación. Consecuentemente, en algunas modalidades, puede ser conveniente que la corriente de recuperación se ajuste en la temperatura antes de someterla a cualquier paso de separación a presión disminuida, o incluso durante los pasos de disminución de presión (por ejemplo, subiendo o bajando la temperatura antes de que se transfiera la corriente de una presión de proceso a otra presión de proceso diferente.

Como ejemplo, se puede recuperar una corriente de recuperación que comprenda una mezcla de aceite/gas/agua a una presión de más de alrededor de 60 barias (6 MPa), más de alrededor de 75 barias (7.5 MPa), más de alrededor de 90 barias (9 MPa) o más de alrededor de 100 barias (10 MPa). Cuando se procesa la corriente a una temperatura de alrededor de 15 °C a alrededor de 40 °C, se puede reducir primero la presión de la corriente a alrededor de 50 barias (5 MPa). A esta presión, los posibles componentes de la mezcla en forma gaseosa extraídos en forma gaseosa incluyen C2H3, todos los compuestos de 3 átomos de carbono (por ejemplo, C3H8) y H2S. La siguiente presión puede reducirse a alrededor de 2 barias (0.1 MPa). A esta presión los posibles componentes de la mezcla que pueden ser extraídos en forma gaseosa incluyen todos los compuestos de 4 átomos de carbono (por ejemplo, C4H10) y más H2S. Posteriormente, la corriente de recuperación consiste principalmente de agua, aceite y cualquier H2S residual, (aunque puede haber hasta alrededor de 3 g/L de H2S disueltos en el agua a esta temperatura y esta presión, y la fracción de aceite también puede incluir cantidades residuales de H2S disueltas en ella) . Esa mezcla se puede reducir a la presión ambiental en este punto y proceder a través de un separador de aceite/agua. El aceite recuperado puede ser enviado a tanques, a una tubería o a otros medios de almacenamiento o de transferencia, según se desee. Se puede reinyectar el agua separada en la misma formación o en una formación diferente, o se puede almacenar el agua o se puede transferir fuera del sitio.

Se debe entender que se pueden usar otras etapas de presión que pueden ser diferentes, para aislar componentes específicos de una corriente recuperada. Además, se puede contemplar cualquier combinación de etapas de disminución de presión a la luz de la presente descripción, para quedar comprendida en la presente. Una vez que se identifica la composición química de una corriente de recuperación, se puede particularizar el siguiente esquema a la composición química específica para separar los componentes específicos de la corriente de recuperación que se deseen.

En ciertas modalidades, puede ser conveniente aislar una corriente de gas metano (o corrientes que comprendan metano y/o otros hidrocarburos gaseosos, incluidas las combinaciones de compuestos gaseosos que puedan ser reconocidos comercialmente como gas natural) de una corriente de producto de recuperación. Dicha corriente de producto de recuperación podría ser una corriente de aceite crudo, como se discutió antes, que incluya una fracción de gas. En esas modalidades, la fracción de alta presión descrita antes puede ser extraída y procesada adicionalmente para aislar una o más corriente del producto deseado. En otras modalidades, la corriente de producto de recuperación puede comprender principalmente materiales gaseosos, tales como en la recuperación intensificada desde una formación de gas natural o en la producción intensificada de metano de lecho de hulla. En esas modalidades, la corriente de recuperación puede comprender metano, otros combustibles gaseosos y/o gases no combustibles, tales como gases inertes o C02. En algunas modalidades, la separación de los componentes gaseosos puede obtenerse mediante técnicas conocidas, a la luz de la presente descripción.

Como una modalidad de ejemplo, una corriente de producto de recuperación que comprende materiales, tales como CH4, C2H2, C2H4, H2, Ar, N2, He y C02, puede ser separada a tres corrientes. La primera corriente puede incluir componentes, tales como Ar, N2, He y H2. La segunda corriente puede incluir predominantemente CH4 y posiblemente pequeñas cantidades de C2H2, C2H4, C2H6 e hidrocarburos de 3 átomos de carbono (mezcla que puede ser reconocida como una corriente de gas natural) . La tercera corriente puede incluir predominantemente C2H2 y C2H4, y puede incluir cantidades pequeñas de C2H6 y de hidrocarburos de 3 átomos de carbono. Se puede llevar a cabo el procedimiento de destilación anterior a temperaturas significativamente bajas, por ejemplo, alrededor de -150 °C a alrededor de -100 °C. Bajo tales condiciones se pueden usar las presiones de vapor diferenciales de los gases para efectuar las destilaciones. Se puede usar una variedad de temperaturas y presiones para efectuar las destilaciones, que dependen de la composición de la corriente de gas crudo y de las purezas deseadas de la corriente de producto de gas natural (u otra corriente de producto de gas). Dichas condiciones pueden ser identificadas a la luz de la presente descripción y de procedimientos de destilación reconocidos en la técnica.

La incorporación de los componentes de producción de potencia pueden ser útiles para proveer electricidad para distribución de red y/o para uso interno. Los componentes del ciclo de potencia asociado pueden funcionar esencialmente como depuradores para capturar todos los subproductos contaminantes (tales como azufre, nitrógeno, ceniza, metales pesados y otros similares) y convertirlos a las formas más benignas y fácilmente comercializables o desechables. Se puede convertir el azufre a ácido sulfúrico, se pueden convertir los compuestos de nitrógeno a ácido nítrico; se pueden convertir los metales a sales metálicas; se puede convertir la ceniza a ceniza no lixiviable. En varias modalidades, la producción de energía puede variar desde un pequeño porcentaje de la energía total del material combustible extraído, hasta un gran porcentaje. Podría ser de 100 pox ciento en el caso de la hulla, cuando la electricidad sea más valiosa que la hulla, a menos que se convirtiera la hulla a combustibles líquidos, como gasolina, en cuyo caso la producción de electricidad puede ser únicamente suficiente para alimentar los sistemas del proceso. Esto puede estar en la escala de alrededor de 10 por ciento a alrededor de 50 por ciento, de alrededor de 15 por ciento a alrededor de 40 por ciento o de 20 por ciento a 35 por ciento de la energía total del material combustible extraído. En las modalidades en que el producto que se está explotando es petróleo, la generación de electricidad puede reducirse al mínimo, a sólo la que es necesaria para operar los sistemas asociados. Por ejemplo, en la recuperación intensificada de petróleo, se puede convertir alrededor de 1 por ciento a alrededor de 10 por ciento, de alrededor de 1 por ciento a alrededor de 7 por ciento, o de alrededor de 2 por ciento a alrededor de 5 por ciento de la energía total del petróleo extraído, a energía, en el sitio.

En las diversas maneras descritas arriba, la presente invención puede proveer así un proceso de combustión que produce una corriente de CO2 puro, a alta presión, para inyectarla en una formación a fin de intensificar la remoción de un depósito de ella, en particular un depósito de combustible fósil. Si bien el proceso de combustión puede requerir de la introducción de un material carbonoso (incluyendo petróleo, gas natural, etc.), la corriente de C02 producida puede contener sustancialmente todo el C02 que estaba presente en el combustible fósil alimentado a la cámara de combustión a presión. De tal manera, los métodos de la invención se pueden caracterizar porque someten a combustión un combustible fósil para intensificar la recuperación de un combustible fósil adicional.

De preferencia, la cantidad de combustible fósil recuperada por medio del método de la invención puede exceder significativamente a la cantidad de combustible fósil introducida al sistema de combustión, de manera que los métodos y los sistemas son ventajosos económicamente para intensificar la recuperación del combustible fósil. Además, significativamente la totalidad del C02 producido por el proceso de combustión se recupera como un componente de la corriente de recuperación que sale del pozo o los pozos productores, queda secuestrado dentro de la formación en la que se inyectó, o una combinación de ambos casos. En todo caso, el C02 producido directamente por el proceso de combustión está contenido con los parámetros del método, de modo que se secuestre, se recicle al proceso de combustión o se capture de otra manera.

A manera de ejemplo, un sistema de combustión de acuerdo con la presente invención puede comprender una cámara de combustión a presión en comunicación de fluido con un aparato de producción de potencia, tal como una turbina. Se puede someter a combustión un combustible en la cámara de combustión a presión, y la corriente del producto de combustión que contiene C02 puede pasar a la turbina, en la que se expande la corriente para producir potencia. Luego, la corriente expandida que contiene C02 puede pasar a través de tuberías u otros aparatos adecuados, en conexión de fluido con la turbina, a un pozo de inyección situado en una formación que contiene combustible fósil; extendiéndose opcionalmente la tubería a una distancia hacia abajo dentro del pozo de inyección. Se puede propagar la corriente inyectada que contiene C02 a través de la formación que contiene el combustible fósil, de manera que se intensifique la remoción del combustible fósil de ella, tal como mediante los diversos métodos descritos aquí. Conforme la corriente que contiene C02 se propaga adicionalmente a través de la formación, se puede mover una combinación del combustible fósil y el C02 de la corriente a una zona de baja presión, tal como un pozo de producción, y la corriente combinada de CC^/combustible fósil puede ser extraída del pozo de producción. En la producción, los sistemas de la invención pueden comprender una tubería en comunicación de fluido con el pozo de recuperación; suministrando la tubería los depósitos recuperados a uno o más de otros componentes que estén en comunicación de fluido con ella. Estos otros componentes ya han sido descritos más atrás.

Como ya se hizo notar, los métodos y los sistemas de la invención se pueden ajustar a la medida de los requerimientos específicos del depósito que se va a recuperar de una formación. Por ejemplo, en relación con la recuperación de combustibles fósiles, las especificaciones de un sistema y un método de acuerdo con la invención se pueden diseñar a la medida trabajando a través de un árbol de decisiones que considere factores tales como los siguientes: si la naturaleza de la formación y los parámetros físicos necesarios para intensificar la recuperación favorecen el uso de la combustión en la superficie o la combustión dentro de la perforación; si es conveniente que el CO2 suministrado a la formación esté en estado gaseoso o en estado supercrítico; si es conveniente que la corriente que contiene C02 incluye además vapor u otro material útil para intensificar adicionalmente la recuperación del combustible fósil; si es conveniente que se utilice inicialmente la corriente del producto de combustión en un método de producción de potencia, antes de inyectarla en la formación; si es conveniente que la corriente del producto de combustión se ajuste en presión y/o se ajuste en temperatura de otra manera, antes de su inyección en la formación; y sí es necesario filtrar o separar de otra manera uno o más componentes de la corriente del producto de combustión, antes de su inyección en la formación.

Una ventaja especifica de la presente invención surge de la capacidad de usar todo el combustible fósil que se recupera, o una fracción de él, como combustible para la cámara de combustión a presión. Esto puede eliminar totalmente la necesidad de suministrar combustible desde una fuente externa a un sitio de la cámara de combustión a presión. El tipo de combustible disponible para la cámara de combustión a presión puede variar, dependiendo del combustible o los combustibles fósiles presentes en la formación, y del producto recuperable deseado, que es el principal motivo económico del pozo o del campo.

Por ejemplo, en una modalidad de recuperación intensificada de petróleo, la corriente de C02/combustible fósil puede ser procesada para separar cualquier petróleo liquido u otros hidrocarburos líquidos presentes. Se puede usar un paso inicial de descompresión, tal como se describió más atrás. Se puede volver a comprimir opcionalmente la corriente de gas total separada del líquido, y luego se la puede introducir directamente en el proceso de combustión, como todo el combustible requerido para la combustión, o como parte de él. Si la fracción residual de hidrocarburo gaseoso sobrepasa las necesidades de combustible para la combustión, se pueden aplicar otros pasos de separación, como se describió más arriba, para aislar uno o más componentes del gas hidrocarburo para el mercado.

Como otro ejemplo, en una modalidad de recuperación intensificada de gas natral y/ una modalidad de recuperación intensificada de metano de lecho de hulla, la producción total de gas hidrocarburo (siendo la porción mayor metano) de preferencia sobrepasará significativamente las necesidades de combustible para el proceso de combustión. Consecuentemente, se puede separar la corriente recuperada total de C02/metano en dos o más fracciones. Una fracción (que representa una porción de la corriente total de gas producido) puede volverse a comprimir opcionalmente y luego se introduce directamente en el proceso de combustión como combustible para la combustión. La fracción o las fracciones restante (s) pueden ser sometidas a diversos procesos de separación, según se requiera, para aislar el metano (u otros gases comercializables , tales como propano y butano) para el mercado. De preferencia, sustancialmente la totalidad del CO2 se dividirá en una primera fracción que se usa como componente del combustible. En dichas modalidades, la corriente de metano producida puede ser introducida directamente a una tubería de gas natural, sustancialmente sin necesidad de purificación alguna, excepto la posible recuperación de LPG. De igual manera, cuando el componente de gas total en un método de recuperación intensificada de petróleo es usado como combustible para la combustión, los productos del sistema de recuperación intensificada de petróleo pueden ser sustancialmente sólo petróleo (opcionalmente) LPG y (opcionalmente) electricidad.

Los sistemas y los métodos de la invención pueden ser particularmente ventajosos por otras razones más. Por ejemplo, los sistemas y los métodos de la invención pueden reducir los costos de operación y/o los costos de capital necesarios para la extracción de los combustibles fósiles. Adicionalmente, los sistemas y los métodos pueden crear subproductos valiosos, incluyendo, pero sin limitación a ellos: electricidad, amoniaco, aceite, gas de síntesis, hidrógeno, petróleo y productos del petróleo, gas natural, otros combustibles fósiles, calor térmico, vapor y otros materiales que serán evidentes para una persona experimentada, armada con la presente descripción. Además, los métodos de la invención pueden eliminar todo requerimiento de gas natural externo, combustible líquido externo o combustible sólido externo que pudiera ser necesario en un proceso de combustión. Más aún: los métodos de la invención pueden eliminar todo requerimiento de separación de CO2, azufre, CO, gases de petróleo u otras impurezas .

En modalidades adicionales, el proceso de combustión usado para producir el C02 de acuerdo con la invención, puede quemar todas las impurezas incluidas en la corriente de combustible fósil recuperada, a una forma que provea corrientes de desperdicio fácilmente tratadas. Por ejemplo, todos los compuestos de azufre pueden ser convertidos a ácido sulfúrico, que puede ser reaccionado fácilmente a costos mínimos de capital y de operación, con piedra caliza, para formar yeso comercializable, o puede producirse como azufre sólido.

La presente invención es benéfica también porque se puede proveer una fuente confiable, consistente y limpia de C02 para usarlo como un fluido de recuperación intensificada. La dirección del C02 producido como subproducto de la producción de potencia al método de recuperación, previene benéficamente la liberación inmediata del C02 a la atmósfera, ya que el C02 es secuestrado más bien en el yacimiento del combustible fósil, después de bombearlo al fondo de la perforación para propósitos de recuperación, o será reciclado a través del sistema de combustión. La cantidad de CO2 secuestrado en la formación puede depender de la miscibilidad del aceite y de la geología del yacimiento. El C02 que no es depositado en el yacimiento puede volverse a comprimir y reciclarlo para recuperación intensificada adicional de combustible fósil. La proporción de C02 reciclado/nuevo para inyección y, por lo tanto, la cantidad de C02 almacenado en el yacimiento, puede variar de 0 a alrededor de 3, dependiendo de los parámetros especificados antes, así como de la vida del pozo. En ciertas modalidades, la tasa promedio puede ser tal que se recicle aproximadamente el 50 por ciento en masa del C02 inyectado y, por lo tanto, aproximadamente el 50 por ciento en masa del C02 inyectado puede ser secuestrado en el yacimiento, desplazando los combustibles fósiles que salen a la superficie.

Muchas modificaciones y otras modalidades de la invención vendrán a la mente de quien tenga experiencia en la técnica a la que pertenece la presente invención, teniendo el beneficio de las enseñanzas presentadas en las descripciones precedentes y en los dibujos asociados. Por lo tanto, se debe entender que la invención no está restringida a las modalidades específicas descritas, y que se pretende que otras modificaciones y modalidades estén incluidas dentro del alcance de las reivindicaciones que siguen. Si bien se emplean en la presente términos específicos, se los usa en un sentido genérico y descriptivo únicamente y no con fines restrictivos .

Claims

REIVINDICACIONES

1. - Un método para recuperar un depósito de material combustible de una formación; comprendiendo el método : proveer un combustible para combustión y un oxidante, a una cámara de combustión a presión; someter a combustión el combustible para combustión, para proveer una corriente que contiene C02 que comprende C02 supercritico; e inyectar por lo menos una porción de la corriente que contiene C02 en la formación que incluye el depósito de material combustible para su recuperación, de tal manera que por lo menos una porción del material combustible de la formación y por lo menos una porción de la corriente de C02 fluyan desde la formación y hacia un pozo de recuperación.

2. - El método de la reivindicación 1, en el que el combustible para la combustión y el oxidante son provistos en una cámara de combustión a presión situada sobre el suelo.

3. - El método de la reivindicación 2, que comprende además, después del paso de someter a combustión y antes del paso de inyección, expandir la corriente que contiene C02 a través de una turbina para la generación de energía, para formar una corriente expandida que contiene C02.

4. - El método de la reivindicación 3, que comprende además, antes del paso de inyección, hacer pasar la corriente expandida que contiene C02, secuencialmente, a través de un cambiador de calor que enfríe la corriente que contiene C02, y a través de uno o más separadores, que eliminen uno o más componentes secundarios presentes en la corriente que contiene CO2.

5. - El método de la reivindicación 4, que comprende además, antes del paso de inyección, separar la corriente que contiene C02 a una corriente de C02 de inyección, que se inyecta en la formación, y una corriente de C02 de reciclaje, que se provee a la cámara de combustión a presión como un fluido de trabajo.

6. - El método de la reivindicación 5, que comprende además uno o más de: comprimir la corriente de C02 de reciclaje haciendo pasar la corriente a través de una compresora, y calentar la corriente de C02 de reciclaje haciendo pasar la corriente a través del cambiador de calor que enfrió la corriente expandida que contiene C02.

7. - El método de la reivindicación 6, que comprende además proveer la corriente de C02 de reciclaje a la cámara de combustión a presión, como fluido de trabajo.

8. - El método de la reivindicación 7, en el que se provee la corriente de C02 de reciclaje a la cámara de combustión a presión a una presión de por lo menos alrededor de 2 MPa.

9. - El método de la reivindicación 7, en el que se provee por lo menos una porción de la corriente de CO2 de reciclaje como fluido de enfriamiento por transpiración.

10. - El método de la reivindicación 7, en el que la corriente de C02 de reciclaje provista a la cámara de combustión a presión tiene una pureza de por lo menos 95 por ciento molar .

11. - El método de la reivindicación 3, en el que la corriente expandida que contiene C02 tiene una presión de por lo menos alrededor de 1.5 MPa.

12. - El método de la reivindicación 3, en el que la corriente que contiene C02 inyectada en la formación tiene una presión de por lo menos alrededor de 7.5 MPa.

13. - El método de la reivindicación 3, en el que la corriente que contiene C02 inyectada en la formación comprende C02 supercritico .

14. - El método de la reivindicación 3, en el que se lleva a cabo la combustión a una temperatura de por lo menos alrededor de 400 °C.

15.- El método de la reivindicación 1, en el que el combustible para la combustión y el oxidante son provistos a una cámara de combustión a presión situada dentro de la perforación de un pozo que se abre hacia la formación.

16. - El método de la reivindicación 15, que comprende además proveer agua a la cámara de combustión a presión, de manera que la corriente que contiene C02 incluya adicionalmente vapor.

17. - El método de la reivindicación 1, que comprende además recibir del pozo de recuperación una corriente de recuperación que comprende el material combustible y el C02.

18. - El método de la reivindicación 17, que comprende además separar la corriente de recuperación a una corriente de gas recuperado y una corriente de liquido recuperado.

19. - El método de la reivindicación 18, en el que la corriente de gas recuperado comprende meano y C02.

20. - El método de la reivindicación 19, en el que la corriente de gas recuperado comprende además uno o más de: hidrocarburos de 2 átomos de carbono, hidrocarburos de 3 átomos de carbono e hidrocarburos de 4 átomos de carbono.

21. - El método de la reivindicación 18, en el que la corriente de liquido recuperado comprende petróleo.

22. - El método de la reivindicación 21, en el que el petróleo comprende petróleo crudo.

23. - El método de la reivindicación 18, en el que la corriente de liquido recuperado comprende un material combustible sólido fluidizado.

24. - El método de la reivindicación 18, que comprende dirigir por lo menos una porción de la corriente de gas recuperado a la cámara de combustión a presión, como al menos una porción del combustible para la combustión.

25. - El método de la reivindicación 18, en el que la separación comprende dirigir la corriente de recuperación a través de por lo menos una etapa de disminución de presión, a una presión definida, de manera que se extraiga una o más fracciones de gas del material combustible, y la fracción restante de la corriente de recuperación, a la presión definida, comprenda material combustible liquido.

26. - El método de la reivindicación 25, en el que una o más de las fracciones de gas del material combustible comprende el C02.

27. - El método de la reivindicación 26, que comprende además dirigir una fracción de gas del material combustible que comprende el C02 a la cámara de combustión a presión, como al menos una porción del combustible para la combustión .

28. - El método de la reivindicación 27, que comprende además hacer pasar la fracción de gas del material combustible a través de una compresora, que incrementa la presión de la fracción de gas del material combustible, antes de introducirla a la cámara de combustión a presión.

29. - El método de la reivindicación 25, en el que la separación da por resultado una pluralidad de fracciones de gas del material combustible, cada una de las cuales comprende C02.

30. - El método de la reivindicación 28, en el que se combinan dos o más de la pluralidad de fracciones de gas del material combustible, que comprenden CO2, y se las dirige a la cámara de combustión a presión como al menos una porción del combustible para la combustión.

31. - El método de la reivindicación 30, que comprende además hacer pasar las fracciones de gas del material combustible a través de una compresora que incrementa la presión de las fracciones de gas del material combustible, antes de introducirlas en la cámara de combustión a presión.

32. - El método de la reivindicación 30, en el que la compresora es una compresora de etapas múltiples.

33. - El método de la reivindicación 26, en el que la fracción o las fracciones de gas del material combustible que comprende (n) C02 incluye (n) por lo menos alrededor de 95 por ciento en masa del CO2 total presente en la corriente de recuperación .

34. - El método de la reivindicación 18, que comprende separar la corriente de gas recuperado a una corriente de gas hidrocarburo recuperado y una corriente de gas que no es hidrocarburo, recuperado.

35. - El método de la reivindicación 15, que comprende además dirigir la corriente que contiene C02 hacia la formación, de manera que la corriente que contiene C02 provista desde la salida de la cámara de combustión a presión, penetre en la formación y cree en ella una trayectoria .

36. - El método de la reivindicación 35, que comprende además hacer avanzar la cámara de combustión a presión a través de la trayectoria formada.

37. - El método de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 36, en el que la cámara de combustión a presión es una cámara de combustión a presión enfriada por transpiración.

38. - Un aparato para producir una corriente que contiene C02 dentro de la perforación de un pozo, comprendiendo el aparato: una cámara de combustión a presión, adaptada para ser situada dentro de la perforación de un pozo; un suministro de combustible para la combustión, en conexión de fluido con la cámara de combustión a presión dentro de la perforación; un suministro de oxidante, en conexión de fluido con la cámara de combustión a presión dentro de la perforación; una cámara dentro de la cámara de combustión a presión dentro del agujero, donde ocurre la combustión del combustible a una temperatura de por lo menos alrededor de 600 °C para producir una corriente que contiene C02; y una salida en la cámara de combustión a presión dentro de la perforación, que suministra la corriente que contiene C02 desde la cámara de combustión a presión dentro de la perforación, y dentro del pozo.

39. - El aparato de la reivindicación 38, en el que la salida comprende una boquilla de forma cónica, que concentra la corriente que contiene C02 suministrada desde ella.

40. - Un sistema para generar C02 y recuperar un depósito de material combustible desde una formación, comprendiendo el sistema: una cámara de combustión a presión; un suministro de combustible para la combustión, en conexión de fluido con la cámara de combustión a presión; un suministro de oxidante, en conexión de fluido con la cámara de combustión a presión; una cámara dentro de la cámara de combustión a presión, configurada para recibir y efectuar la combustión del combustible para la combustión, a fin de proveer una corriente que contiene C02 que comprende C02 supercritico; un componente de inyección que suministra la corriente que contiene C02 a la formación que incluye el depósito de material combustible, de tal manera que por lo menos una porción del material combustible de la formación y por lo menos una porción de la corriente de C02 fluyan desde la formación y hacia un pozo de recuperación, como una corriente de recuperación; y uno o más componentes de procesamiento, para procesar el material combustible recuperado y el C02 de la corriente de recuperación .

41. - El sistema de la reivindicación 40, en el que el componente o los componentes de procesamiento comprende (n) un expansor que reduce la presión de la corriente de recuperación .

42. - El sistema de la reivindicación 41, en el que el expansor comprende una turbina generadora de potencia.

43. El sistema de la reivindicación 40, en el que uno o más de los componentes de procesamiento comprende una o más unidades de separación.

44.- El sistema de la reivindicación 43, en el que la unidad o las unidades de separación comprende (n) una unidad que separa una corriente de gas de una corriente de liquido .

45. - El sistema de la reivindicación 40, en el que el componente de inyección comprende una tubería que se extiende dentro de un pozo formado en la formación.

46. - El sistema de la reivindicación 40, en el que uno o más del suministro de combustible para la combustión y el suministro de oxidante comprenden una tubería de dimensiones suficientes para entregar el respectivo material dentro de la perforación de un pozo formado en la formación.

47. - El sistema de la reivindicación 40, en el que la cámara de combustión a presión está configurada para ser usada dentro de la perforación de un pozo formado en la formación.

48. - El sistema de la reivindicación 40, en el que el sistema es suficientemente modular en su construcción como para que se pueda reconfigurar el sistema entre un estado de transportación y un estado de generación de CO2.

49.- El sistema de la reivindicación 40, en el que la cámara de combustión a presión es una cámara de combustión a presión enfriada por transpiración.