MX2014006253A

MX2014006253A - Proceso de recuperacion de petroleo de transmision en linea para pozo horizontal.

Info

Publication number: MX2014006253A
Application number: MX2014006253A
Authority: MX
Inventors: Conrad Ayasse
Original assignee: Archon Technologies Ltd
Priority date: 2011-11-25
Filing date: 2011-11-25
Publication date: 2014-08-29
Also published as: RO129942A2; BR112014012612A2; WO2013075206A1; CN104024570A; RU2014125499A

Abstract

Un proceso de combustión en sitio que conlleva la producción simultánea de líquidos y los gases de combustión el cual combina transmisión de fluido, segregación de fase por gravedad y drenaje por gravedad para producir hidrocarburos a partir de una formación subterránea que contiene petróleo, que inicialmente comprende inyectar un gas a través de un pozo horizontal colocado en alto en la formación y producir gas de combustión y petróleo a través de pozos horizontales desviados lateralmente y paralelos que están colocados en la parte baja de la formación, en donde la explotación del yacimiento procede con una conversión secuencial de pozos de producción a pozos de inyección en un modo de operación de transmisión en línea. El proceso también se puede emplear sin combustión en sitio, utilizando en su lugar inyección de vapor o solvente gaseoso.

Description

PROCESO DE RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO DE TRANSMISIÓN EN LÍNEA PARA POZO HORIZONTAL CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se relaciona a un proceso de extracción de petróleo, muy particularmente a un método de extracción de petróleo de depósitos subterráneos de hidrocarburos utilizando pozos horizontales.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Los procesos de recuperación de petróleo basados en vapor son comúnmente empleados para recuperar petróleo pesado y betún. Por ejemplo, drenaje gravitacional asistido con vapor (SAGD) inyección cíclica de vapor son utilizados para la recuperación de petróleo pesado y betún frío. Cuando el petróleo es móvil como petróleo natural o se convierte en móvil por medio de algunos pre-tratamientos in situ, también se puede utilizar el proceso de transmisión de vapor. Una seria desventaja de procesos de vapor es la ineficiencia de la generación de vapor en la superficie debido a que una cantidad considerable del calor generado por el combustible se pierde sin suministrar calor útil en la reserva. Roger Butler, en su libro "Recuperación térmica de petróleo y betún", p. 415, 416, calcula la eficiencia térmica en cada etapa del proceso de inyección de vapor como sigue: generador de vapor, 75-85%; transmisión al pozo, 75-95%; flujo descendente del pozo a la reserva, 80-95%; flujo en la reserva al frente de condensación, 25-75%. Es necesario mantener la reserva entre el inyector y la parte frontal de la condensación en avance a temperatura de vapor de manera que la mayor transferencia de energía pueda ocurrir de la condensación de vapor en la superficie del petróleo. En conclusión, 50% o más de la energía del combustible se puede perder antes de que el calor llegue a la superficie del petróleo. Los costos de energía en base al BTU en la reserva son 2.6-4.4 veces más baja para inyección de aire comparado con inyección de vapor. Otras diversas desventajas ocurren con procesos de recuperación de petróleo basados en vapor: gas natural puede no estar disponible para prender los calentadores de vapor, agua fresca puede escasear y la limpieza de agua producida para reciclar a los calentadores es .costosa. En resumen, los procesos de recuperación de petróleo basados en vapor son térmicamente ineficientes, costosos y no amigables ambientalmente .

Existen muchos patrones de pozo que pueden emplearse para la producción de petróleo a partir de reservas subterráneas. Algunos de estos utilizan pozos verticales o combinan pozos verticales y horizontales. Ejemplos de patrones de procesos son el arreglo de 7 pozos invertido que han sido empleados para procesos basados en vapor, combustión y solventes utilizando pozos verticales y el arreglo de pozo horizontal escalonado de la Patente Estadounidense 5,273,111 el cual ha sido empleado (pero limitado a) un proceso que utiliza inyección de vapor.

La Patente Estadounidense 5,626,191 muestra un método repetitivo, denominado inyección de aire "de punta a talón" (THAI™) (THAI™ es una marca registrada de ARCHON Technologies Ltd. de Calgary, Alberta para "Oil Recovery Services, concretamente, la recuperación de petróleo de formaciones subterráneas mediante técnicas de combustión in situ y metodologías y modernización de catalización de petróleo") , en el cual un pozo horizontal es subsecuentemente convertido a un pozo de inyección de aire para ayudar en la movilización de petróleo para su recuperación por medio de un .pozo horizontal adyacente, el cual es subsecuentemente convertido de igual manera a un pozo de inyección de aire, y el proceso se repite.

La Patente Estadounidense 6,167,966 emplea un proceso de inundación de agua que emplea una combinación de pozos verticales y horizontales.

La Patente Estadounidense 4,598,770 (Shu y otros, 1986) describe un proceso de arreglo de transmisión de vapor en el cual alternando pozos horizontales de inyección y pozos horizontales de producción están todos colocados en lo hondo de una reserva. Los procesos de combustión in situ no están contemplados.

Joshi en Joshi, S.D., "Un análisis de Recuperación térmica de petróleo utilizando pozos horizontales", In Situ, 11(2&3), 211-259(1987), describe un proceso de recuperación de petróleo basado en vapor utilizando un arreglo de pozos de producción e inyección horizontales escalonados y desplazados verticalmente] . Una preocupación mayor es la alta pérdida de calor a la roca impermeable cuando el vapor es inyectado en la parte superior de la reserva .

La Patente Estadounidense 5,273,111 (Brannan y otros, 1993) enseña un proceso de arreglo basado en vapor para la recuperación de petróleo móvil en una reserva de petróleo. Un arreglo de pozos horizQntales de desplazamiento paralelo son empleados con los inyectores de vapor. Las secciones horizontales de los pozos de inyección se colocan en la reserva por encima de las secciones horizontales de los pozos de producción, con las secciones horizontales de los pozos de producción siendo perforados en la reserva en un punto entre la base de la reserva y el punto intermedio de la reserva. El vapor es inyectado continuamente a través de los pozos de inyección superior, mientras el petróleo es producido a través de los pozos de producción inferiores. Los procesos de combustión in situ no están mencionados.

La Patente Estadounidense 5,803,171 (McCaffery y otros, 1998) enseña una mejora de la Patente de Brennan en donde la estimulación cíclica de vapor es utilizada para lograr la comunicación entre el inyector y el productor antes de la aplicación de inyección continua de vapor. Los procesos de combustión in situ no están mencionados.

La Patente Estadounidense 7 ,717 ,175 (Chung y otros, 2010) describe un proceso basado en solvente que utiliza arreglos de pozo horizontal en donde pozos paralelos son colocados alternativamente en la parte superior e inferior en una reserva con los pozos superiores utilizados para la producción de petróleo adelgazado con solventes y los pozos inferiores para inyección de solvente. La mezcla de solvente de petróleo de gravedad inducida es inducida por el flujo contra corriente de petróleo y solvente. Los pozos son equipados con dispositivos de control de flujo para lograr inyección uniforme y perfiles de producción a lo largo de los pozos. Los dispositivos compensan la caída de presión a lo largo de los pozos lo cual puede ocasionar distribución no uniforme de fluidos dentro del pozo y reduce la eficiencia de barrido en la reserva. Los procesos de combustión in situ no están mencionados.

WO/2009/090477 (Xiai y Mauduit, 2009) describe un arreglo de proceso de combustión in situ en el cual una serie de pozos verticales que son completados en la parte superior son colocados entre pozos horizontales de producción que están específicamente encima de un acuífero. Este arreglo de pozos se pretende que sean utilizables para la producción de petróleo en presencia de un acuífero.

La Solicitud de Patente Estadounidense 2010/0326656 (Menard, 2010) describe un arreglo de proceso de vapor que detalla el uso de inyección horizontal alternativa y pozos de producción en donde zonas aisladas de salida y entrada de fluido son creadas a lo largo de los pozos respectivos con el fin de lograr barrido homogéneo de la reserva. Los pozos alternantes pueden estar en el mismo plano vertical o alternar entre la parte baja y alta en la reserva, como en la Patente Estadounidense 5, 803, 171. Vapor caliente, es inyectado en los pozos superiores (por ejemplo Vapor de agua) .

Eficiencia mejorada, tiempo reducido en retorno inicial en la inversión (esto es, tasas iniciales de recuperación de petróleo más rápidas para permitir la devolución de manera inmediata en el capital invertido) , costo disminuido del capital inicial, en varios grados, son cada una de las áreas que pueden mejorarse en los métodos anteriores .

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Procesos de recuperación de petróleo ideales para recuperar petróleo de una reserva subterránea tienen una alta eficiencia de barrido, utiliza un inyector gratuito (sin costo) disponible infinitamente, no requiere combustible comprado, genera calor precisamente donde se necesita, en la superficie del petróleo, y toma calor de la reserva en donde se utilizó calentar una reserva. Adicionalmente, una alta velocidad en la producción de petróleo, especialmente en la etapa inicial de la explotación, es crítica para la viabilidad y/o rentabilidad de un proceso de recuperación de petróleo.

La presente invención, un proceso de transmisión en línea para pozo, horizontal para recuperación de petróleo de reservas subterráneas que contienen hidrocarburos, tiene dos ventajas sobre una configuración de patrón de "pozo escalonado" de recuperación de petróleo, este último siendo un método no público de recuperación de petróleo concebido por el inventor de la presente y más completamente descrito a continuación, en donde el método de "pozo escalonado" en muchos aspectos es por sí mismo una mejora, en ciertos aspectos y diversos grados, sobre los anteriores métodos y configuraciones del estado de la técnica.

Específicamente, para un área de barrido volumétrico comparable y recuperación total idéntica de petróleo acumulado en relación a una reserva subterránea que contiene hidrocarburo (formación), el proceso de transmisión en línea para pozo horizontal (de aquí en adelante "HWLD") de la presente invención ha sido experimentalmente mostrado, como se discute en la presente, para proporcionar una cantidad inicial mayor de recuperación de petróleo que el método de "pozo escalonado" descrito en la presente. Por tanto, se puede lograr un mayor y más rápido retorno inicial de la inversión para compañías petroleras que incurran en grandes gastos en el desarrollo de reservas subterráneas. Esta es una ventaja significante, ya que la inversión en el desarrollo de reservas petroleras es muy alta, y el tiempo en. el cual una devolución en la inversión se puede conseguir es frecuentemente una consideración muy real y substancial de si la inversión en dicho proyecto capital se hace en primer lugar .

Adicionalmente, el proceso de transmisión en línea para pozo horizontal de la presente invención, para un área volumétrica comparable de barrido y casi idéntica recuperación de petróleo total, se ha mostrado experimentalmente que requiere menos pozos que la configuración de "pozo escalonado", por tanto reduciendo significativamente los costos capitales para una compañía petrolera para desarrollar y producir petróleo de una formación subterránea que contiene hidrocarburos.

Por consiguiente, a modo de resumen amplio, en una modalidad amplia del proceso de recuperación de petróleo HWLD de la presente invención, un primer pozo horizontal se perfora en lo alto en una reserva subterránea que contiene hidrocarburos, un medio tal como un gas es inyectado en la reserva por medio de perforaciones en un revestimiento de pozo en dicho primer pozo horizontal. El petróleo, agua y gas son co-producidos mediante un segundo pozo horizontal de desplazamiento lateralmente paralelo, ubicado hondo en la reserva. Cuando la velocidad del petróleo en el segundo pozo horizontal (producción) cae por debaj de un límite económico, un tercer pozo horizontal paralelo se perfora hondo en la reserva lateralmente espaciado aparte del segundo pozo horizontal, utilizado para producir petróleo, mientras que al mismo tiempo el segundo pozo horizontal ( inicialmente un pozo de producción) es convertido a un pozo de inyección, y dicho gas igualmente inyectado en la formación mediante dicho segundo pozo horizontal para permitir que el frente de combustión sea continuamente abastecido con gas oxidante para permitir la progresión continua del frente de combustión y por tanto el calentamiento continuo del petróleo delante del frente de combustión avanzado, la cual drena de manera descendente y es recolectado por los pozos horizontales perforados en lo hondo de la formación antes del (o al menos por debajo de) frente de combustión avanzada. Los pasos de perforación de pozos horizontales, paralelos, lateralmente espaciados en la formación, y sucesivamente convertir pozos de producción "agotados" a pozos de inyección para la recuperación de petróleo de pozos de producción restantes es continua en una dirección substancialmente lineal a lo largo de la reserva con el fin de explotar la reserva en una sola dirección como un "proceso de transmisión en linea" que logra alta eficiencia de barrido de la reserva. El inyectante, si es un gas, puede ser un gas solvente tal como CO2 o hidrocarburo ligero o mezclas de los mismos, vapor o un gas oxidante tal como oxigeno, aire o mezclas de los mismos. Alternativamente, el inyectante puede ser cualquier mezcla de solvente, vapor o gas oxidante. Una modalidad común utiliza inyectante de vapor y la modalidad favorita utiliza gas oxidante como el medio inyectado.

Cuando el proceso utiliza inyectante de gas oxidante y combustión in situ, cumple las necesidades comerciales de costos de energía relativamente bajos y costos de operación bajos proporcionando un método novedoso y eficiente para la recuperación de hidrocarburos de una formación subterránea que contiene petróleo móvil.

La distancia entre los productores de pozo horizontales de desplazamiento y paralelo, así como las longitudes del pozo, dependerá de las propiedades específicas de la reserva y pueden optimizarse adecuadamente por un ingeniero competente de la reserva. El espacio lateral de los pozos horizontales puede ser 25-200 metros, destacablemente 50-150 metros y preferentemente 75-125 metros. La longitud de los segmentos de pozo horizontal puede ser 50-2000 metros, destacablemente 200-1000 metros y preferentemente 400-800 metros.

En una reserva homogénea que utiliza el método de la presente invención es benéfico para . la alta eficiencia de barrido de la reserva entregar el inyectante equitativamente a cada perforación en el revestimiento de pozo de inyección y para imponer cantidades iguales de la entrada de fluido en cada perforación en el revestimiento de pozo de producción. Considerando que los pozos horizontales típicamente tienen una "punta" al final del segmento horizontal, y un "talón" en donde el segmento horizontal se une al segmento vertical, en una refinación de la presente invención se prefiere colocar los pozos horizontales de manera que el talón del pozo inyector (inyección) está opuesto a la punta del pozo productor adyacente lateralmente espaciados (producción) de manera que el "corto circuito" del gas entre el pozo inyector y productor se reduce. El corto circuito ocurre de otra manera porque el punto de mayor presión en el pozo inyector está en el talón debido a que la caída de presión es típicamente incurrida conforme el inyectante es bombeado bajo presión y fluye a lo largo de la pierna horizontal del talón a la punta. Contrariamente, el punto de mayor presión en un pozo productor (producción) está en la punta, conforme el gas y petróleo son típicamente arrastrados desde el talón. Por consiguiente, se prefiere tener el talón del pozo inyector opuesto a la punta del pozo de producción adyacente, de manera que el gas de alta presión (típicamente calentado) es forzado a viajar una distancia mayor a través de la formación a la porción de presión baja en el talón del pozo de producción adyacente.

Alternativamente, ambos pozos el de inyección y producción pueden colocarse con las porciones de punta y talón respectivas en posición mutuamente yuxtapuesta. En dicho caso, es preferible utilizar tubería interna para inyectar el gas en la punta del pozo de inyección, moviendo por tanto la fuente de alta presión del talón del pozo de inyección a su punta. En dicha manera, la fuente de alta presión estará en un extremo de la reserva opuesta al talón de baja presión del pozo de producción, forzando por tanto al gas a viajar una distancia mayor a través de la formación y de ese modo liberar más efectivamente el petróleo atrapado en la formación, de manera que viaja y es recolectado por el área de presión baja en el talón del pozo de producción. Dicha configuración tiene el beneficio de requerir únicamente una plataforma de perforación simple ubicada en el mismo lado de la reserva, debido a que la porción vertical de los pozos inyectores y los pozos productores estarán todos en el mismo lado de la reserva.

Además del empleo de configuraciones que transponen (invierten) las porciones respectivas de talón y punta de pozos horizontales adyacentes, o alternativamente utilizan tubería interna en el pozo inyector, la entrega uniforme de gas a lo largo de la longitud del pozo de inyección y la recolección uniforme de petróleo a lo largo del pozo de producción se puede obtener, o mejorar, modificando el número y tamaño de perforaciones a lo largo del revestimiento de pozo en un pozo inyector para balancear la caída de presión a lo largo del pozo. Una tubería perforada de corrección de caída de presión puede colocarse dentro del revestimiento primario del pozo inyector. Esto tiene la ventaja de utilizar flujo de gas en el espacio anular para después asistir la entrega homogénea de gas. Alternativamente, o adicionalmente, metodologías similares pueden aplicarse a los pozos de producción con el fin de recolectar de manera más uniforme petróleo móvil substancialmente a lo largo de la longitud total del pozo de producción y ayudar en la prevención de "manipulación" de gas inyectante directamente en pozos de producción.

El diámetro exterior de los segmentos de revestimiento de pozo horizontal puede ser de 4 pulgadas a 12 pulgadas, destacadamente 5-10 pulgadas y preferentemente 7-9 pulgadas. Las perforaciones en los segmentos horizontales pueden ser ranuras, rejillas de alambre, Facsritetm (Facsrite™ es una marca sin registrar de Absolute Completion Technologies gara revestimientos de pozos que tienen rejillas para arena en los mismos) tapones de rejillas u otras tecnologías que proporcionan el grado deseado de retención de arena.

El gas inyectado puede ser cualquier gas oxidante, incluyendo pero no limitado a aire, oxígeno o mezclas de los mismos.

Es deseable lograr cantidades equitativas de inyección de gas a lo largo del pozo inyector y cantidades equitativas de producción de fluido a lo largo del pozo de producción horizontal con el fin de obtener la máxima eficiencia de barrido de reserva y recuperación uniforme. La cantidad máxima de inyección de gas será limitada por la presión máxima de inyección de gas, la cual debe conservarse por debajo de la presión de fractura de roca, y será afectada por la longitud de los pozos horizontales, la permeabilidad de la roca de la reserva, saturaciones de fluido y otros factores.

El uso de un simulador numérico, tal como aquél utilizado en los Ejemplos más adelante, es benéfico para confirmar la operabilidad y viabilidad del diseño de la presente invención para una reserva especifica y puede ser fácilmente realizada por ingenieros de la reserva expertos en la técnica.

Por consiguiente,, y muy particularmente, en un primer aspecto amplio del método de la presente invención, dicho método está dirigido a un método de recuperación de petróleo de una reserva subterránea que contiene hidrocarburos, que comprende los pasos de: (i) perforar un primer pozo horizontal, situado relativamente en la parte alta en dicha reserva; (ii) perforar un segundo pozo horizontal, situado relativamente en lo hondo en dicha reserva y alineado substancialmente paralelo a dicho primer pozo horizontal; (iii) inyectar un medio que comprende un gas, vapor o un liquido en dicha reserva mediante las aperturas en dicho primer pozo horizontal; (iv) retirar petróleo el cual se mueve descendientemente en dicha reserva subterránea y fluye a dicho segundo pozo horizontal, desde dicho segundo pozo horizontal; (v) perforar un tercer pozo horizontal, relativamente en lo hondo en dicha reserva y substancialmente paralelo a dichos primer y segundo pozos horizontales pero lateralmente espaciados de los mismos, lateralmente espaciados más lejos de dicho primer pozo horizontal que de dicho segundo pozo horizontal; (vi) temporalmente o permanentemente detener el retiro de hidrocarburos . de dicho segundo pozo horizontal y proceder a inyectar un segundo medio que comprende un gas, vapor o un liquido en dicho segundo pozo horizontal; y (vii) retirar petróleo el cual se mueve descendientemente en dicha reserva subterránea en dicho tercer pozo horizontal, de dicho tercer pozo horizontal.

Cada uno de dichos pozo segundo, tercero, y pozos horizontales perforados subsecuentemente son todos preferentemente co-planares uno del otro, pero no con dicho primer pozo, y lateralmente espaciado uno de otro.

Con el fin de hacer uso del aspecto de "transmisión en linea" de la invención y permitir un barrido de un volumen significante de petróleo desde el interior de una reserva que contiene hidrocarburos substancialmente dimensionada, dicho método comprende además pasos repetidos adicionales para permitir un "barrido" progresivo en una dirección generalmente lineal a lo largo de dicha formación, incluyendo los pasos adicionales de: sucesivamente perforar pozos horizontales adicionales en lo hondo en dicha reserva substancialmente paralelos y substancialmente co-planares con el tercer pozo horizontal pero lateralmente espaciados de éstos y uno del otro; y sucesivamente convertir los penúltimos pozos de dichos pozos horizontales adicionales de un pozo de producción a un pozo de inyección para inyectar dicho gas, vapor o un liquido con el fin de ocasionar que el petróleo en dicha reserva se mueva desde el interior de dicha reserva en dirección descendente a los últimos de dichos pozos horizontales adicionales.

En una modalidad conveniente, el primer medio y el segundo medio son uno y el mismo medio. En una modalidad preferida, dicho medio es un gas el cual es soluble en el petróleo. Alternativamente, el medio es un gas, concretamente C02, hidrocarburos ligeros o mezclas de los mismos .

En todavía una modalidad adicional preferida dicho medio comprende gas oxigenado, aire o mezclas de los mismos para el propósito de llevar a cabo la combustión in situ, dicho método comprende además el paso, después del paso (iii), de encender hidrocarburos en la reserva en una región próxima al primer pozo horizontal y retirar petróleo y productos de combustión de la formación subterránea por medio del segundo pozo y/o simultáneamente o subsecuentemente por medio del tercer pozo. El paso de encender los hidrocarburos y retirar petróleo y productos de combustión mediante dicho segundo pozo horizontal y/o dicho tercer pozo horizontal ocasiona un frente de combustión que se mueve lateralmente desde dicho primer pozo horizontal en la dirección de dicho segundo y tercer pozos horizontales, por tanto calentando petróleo en dicha reserva y causando que dicho petróleo se drene en dirección descendiente para la recolección por dichos segundo y/o tercer pozo horizontales.

En consecuencia, en una modalidad más preferida del método HWLD de la presente invención para la recuperación de petróleo de una reserva subterránea que contiene hidrocarburos, dicho método comprende: (i) perforar un primer pozo horizontal en la parte relativamente alta en dicha reserva, que tiene una pluralidad de aperturas a lo largo de la longitud de dicho primer pozo; (ii) perforar un segundo pozo horizontal en la parte relativamente baja en dicha reserva y substancialmente paralelo a dicho primer pozo horizontal; (iü) inyectar un gas oxidante en dicho primer pozo horizontal y en dicha reserva por medio de dichas aperturas, para propósitos de realizar combustión in situ en dicha reserva; (iv) encender hidrocarburos en dicha reserva; (v) retirar petróleo el cual se drena en dirección descendiente en dicha reserva subterránea a dicho segundo pozo horizontal desde dicho segundo pozo horizontal; (vi) perforar un tercer pozo horizontal, en la parte relativamente baja en dicha reserva y substancialmente paralelo a dicho segundo pozo horizontal pero lateralmente espaciado de los mismos y lateralmente espaciados más lejos de dicho primer pozo de inyección que de dicho segundo pozo de inyección; (vii) temporalmente o permanentemente detener la producción de hidrocarburos de dicho segundo pozo horizontal ; (viii) inyectar dicho gas oxidante a dicho segundo pozo horizontal; y (ix) retirar petróleo el cual drena en dirección descendente en dicha reserva subterránea a dicho tercer pozo horizontal, desde dicho tercer pozo horizontal.

En donde el gas oxidante es utilizado como el medio inyectado, para el propósito de realizar combustión in situ, el encendido de combustión (esto es, paso (iv) arriba) se puede lograr mediante varias formas bien conocidas por aquellos expertos en la técnica, tal como pre-calentar el petróleo cerca del pozo con fluidos calientes tal como vapor o la inyección de fluido espontáneamente incendiable, tal como aceite de linaza, antes de la inyección de gas oxidante. En este caso, el nitrógeno caliente (400°C) fue inyectado a la velocidad de 16,6.67 m3/d por un mes antes del cambio. a aire a 100°C. El aire no tiene que ser calentado en la superficie: es calentado por medio del acto de compresión.

Como se mencionó anteriormente, para asegurar extremos de alta presión de un pozo inyector no fueron situados inmediatamente adyacentes al punto de presión más baja (esto es, la porción de talón) de un pozo productor adyacente por tanto dando lugar a "corto circuito" o "manipulación" de gas de alta presión directamente a la porción de talón del pozo de producción, en una modalidad preferida dicho paso (iii) de inyectar un gas, vapor o liquido en dicho primer pozo horizontal comprende el paso de inyectar dicho gas, vapor o liquido en un extremo de dicho primer pozo horizontal, y dicho paso de retirar petróleo de dicho segundo pozo horizontal comprende el paso de retirar dicho petróleo de un extremo de dicho segundo pozo, dicho extremo de dicho segundo pozo situado en un lado de dicha reserva opuesto a un lado del mismo en el cual dicho extremo de dicho primer pozo horizontal está situado. Dicha configuración permite inyección más uniforme de dicho gas en la formación y reduce (y preferentemente evita) "manipulación" ("corto circuito") del gas de alta presión directamente del pozo inyector al pozo de producción .

Dicho planteamiento puede asimismo ser adoptado no únicamente en relación al primer y segundo pozos, sino también en relación al segundo pozo en relación al tercer y asi sucesivamente. Por ejemplo, con relación al arreglo del segundo pozo en relación al tercer pozo, dicho paso de inyectar dicho gas, vapor o liquido a dicho segundo pozo horizontal puede comprender el paso de inyectar dicho gas, vapor o líquido en un extremo de dicho segundo pozo horizontal situado en un lado de dicha reserva opuesto a un extremo de dicho tercer pozo horizontal del cual dicho petróleo es recolectado. En otras palabras, los extremos proximales de los pozos mutuamente adyacentes pueden estar situados en lados mutuamente opuestos de dicha reserva.

Alternativamente, el primer extremo de cada uno del segundo pozo y tercer pozo puede estar situado en el mismo lado de la reserva. En este caso, para reducir o evitar el problema de "manipulación", dicho paso de inyectar dicho gas, vapor o líquido a dicho segundo pozo horizontal comprende inyectar dicho gas, vapor o líquido a un segundo extremo de dicho segundo pozo por medio de tubería, cuya tubería se extiende internamente dentro de dicho segundo pozo substancialmente desde dicho primer extremo a dicho segundo extremo de dicho segundo pozo.

Alternativamente, donde se encuentra ubicado un primer extremo de cada uno de dichos, segundo y tercer pozos horizontales en un mismo lado de dicha reserva, dicho paso de inyectar dicho gas, vapor, o líquido a dicho segundo pozo horizontal puede comprender inyectar dicho gas, vapor o líquido en dicho primer extremo de dicho segundo pozo y dicho paso de retirar petróleo de dicho tercer pozo comprende retirar dicho petróleo de un segundo extremo de dicho tercer pozo por medio de tubería, dicha tubería que se extiende internamente dentro de dicho tercer pozo de dicho primer extremo a substancialmente dicho segundo extremo de dicho tercer pozo.

Alternativamente, o en adición, para evitar o reducir la "manipulación" de gas de alta presión de un pozo de inyección a un pozo de producción, tal como del primer pozo inyector horizontal al segundo pozo cuando dicho segundo pozo actúa como un pozo productor, en una modalidad el primer pozo horizontal tiene un revestimiento de pozo en el cual está situada dicha pluralidad de aperturas y un tamaño de dichas aperturas o un número de dichas aperturas dentro de dicho revestimiento dentro de dicho primer pozo horizontal progresivamente aumenta de un primer extremo a un segundo extremo de dicho primer pozo horizontal.

Asimismo, el aumento progresivo en el tamaño o número de aperturas a lo largo de la longitud de los revestimientos de pozo en cada uno del segundo, tercero o subsecuentes pozos puede ser asimismo utilizado. En dicha manera, teniendo aperturas más grandes o más numerosas en un extremo de un pozo que en otro, la presión (y por tanto el flujo) puede ser más uniforme sobre la longitud del pozo, o incluso hacerse más alta en un extremo que en otro, y siempre y cuando un pozo adyacente emplee similarmente variación progresiva en una dirección opuesta, "corto circuito" directo de gas desde un pozo inyector a un pozo de producción adyacente, puede reducirse o evitarse. En su lugar, el flujo transversal de gas a través de la formación es de ese modo inducido para exponer mejor el gas (típicamente a alta temperatura) a más petróleo en la formación, aumentando por tanto la cantidad de recuperación de petróleo de la formación.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS En las figuras acompañantes, las cuales ilustran una o más modalidades ejemplares, no deben considerarse como limitantes de la invención a estas modalidades descritas: La Fig. 1 muestra una vista esquemática en perspectiva de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo de la configuración del "pozo escalonado", teniendo una pluralidad de pozos horizontales de inyección ubica en la parte alta de la rese.rva y una pluralidad de pozos de producción horizontales alternativamente espaciados situados en la parte baja en la reserva.

La Fig. la muestra una vista esquemática en perspectiva similar de una reserva subterránea que contiene hidrocarburos de la configuración de "pozo escalonado", para mostrar el modelo utilizado en el Ejemplo 1 de la simulación por computadora, y el cual produjo los resultados de prueba experimental (linea "B") de la fig. 5; La Fig. 2 (i) - (iii) son vistas en la sección A-A de la fig. 1, en varios intervalos de tiempo, que muestran una variación del método de Pozo Escalonado de producción de petróleo, el cual puede utilizar opcionalmente una transmisión en linea para recuperación de petróleo en la dirección de la flecha "Q"; La Fig. 3 muestra una vista esquemática en perspectiva de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo de la configuración de transmisión en linea para pozo horizontal ("HWLD") de la presente invención, teniendo un primer pozo horizontal ubicado en lo alto en la reserva, y una pluralidad de pozos horizontales de producción espaciados situados en lo bajo en la reserva; La Fig. 4a (i) -(iii) son vistas en la sección B-B de la Fig. 3, en intervalos sucesivos de tiempo, que muestran un método de produgción de petróleo utilizando dich^a configuración "transmisión en linea para pozo horizontal", que muestra el método para causar una transmisión en línea para la recuperación de petróleo en la dirección "Q"; La Fig. 4b (i) -(iii) son vistas en la sección B-B de la Fig. 3, en intervalos sucesivos de tiempo, que muestran un método modificado de producción de petróleo utilizando dicha configuración de "transmisión en linea para pozo horizontal", que muestra el método para ocasionar una transmisión en linea para recuperación de petróleo en la dirección "Q"; La Fig. 4c (i) - (iv) son vistas en la sección B-B de la Fig. 3, en intervalos de tiempo sucesivos, que muestran una variación adicional del método de producción de petróleo utilizando dicha configuración de "transmisión en linea para pozo horizontal", mostrando los pasos para causar una transmisión en linea para recuperación de petróleo en la dirección "Q"; La Fig. 5 es una gráfica de recuperación de petróleo acumulado contra el tiempo (años), comparando la recuperación de petróleo acumulado del método de recuperación de "pozo escalonado" mostrado en las Fig. 1 y Fig. 2 (linea "B" de la Fig. 5), para la recuperación de petróleo acumulado obtenido utilizando el método de "transmisión en lijiea para pozo horizontal" de la presente invención mostrado en la Fig. 4b (i)-(iii), para una reserva que tiene la configuración y ubicaciones de pozo horizontales mostrados en la Fig. 11 (linea "A" de la Fig. 5) ; La Fig. 6 es una vista esquemática en perspectiva de una reserva subterránea que contiene hidrocarburos de la configuración de "transmisión en linea para pozo horizontal" de la presente invención similar a la Fig. 3; La Fig. 7 es una vista en una modificación a los pozos horizontales de inyección (producción) paralelos, mutuamente adyacentes pero espaciados de la Fig. 6, que muestra dos de dichos pozos horizontales mutuamente adyacentes, en donde en una modalidad adicional se utiliza tubería para entregar un medio tal como un gas oxidante a un extremo de "punta" (esto es, distal) del pozo horizontal de inyección; La Fig. 8 es una vista en una modificación a pozos horizontales de inyección (producción) paralelos, mutuamente adyacentes pero espaciados de la Fig. 6, que muestra dos de dichos pozos horizontales mutuamente adyacentes, en donde en una modalidad adicional se utiliza tubería para recuperar petróleo de un extremo de "punta" (esto es, distal) del pozo de producción horizontal; La Fig. 9.es una vista de una modificación alternativa a los pozos horizontales de inyección (producción) paralelos, mutuamente adyacentes pero espaciados de la Fig. 6, mostrando dos de dichos pozos horizontales mutuamente adyacentes, en donde las aperturas en los mismos son más cercanamente espaciadas y más numerosas en dirección al extremo de "punta" (esto es, distal) de cada uno de dichos pozos horizontales; La Fig. 10 es una vista de una modificación adicional alternativa a los pozos horizontales de inyección (producción) paralelos, mutuamente adyacentes pero espaciados de la Fig. 6, mostrando dos de dichos pozos horizontales mutuamente adyacentes, en donde las aperturas ahí son más grandes en dirección al extremo de "punta" (esto es, distal) de cada uno de los pozos horizontales; La Fig. 11 es una vista esquemática en perspectiva de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo similar a la Fig. 6, mostrando una configuración modificada de "transmisión en linea para pozo horizontal" de la presente invención, cuya configuración produjo los resultados de prueba experimental (linea "A") de la Fig. 5; La Fig. 12 es una vista de una modificación a los pozos horizontales de inyección (producción) paralelos, mutuamente adyacentes pero espaciados de la Fig. 11, que muestra dQS de dichos pozos horizontales, mutuamente adyacentes, en donde las aperturas en estos son más grandes en dirección al extremo del "punta" (esto es, distal) de cada uno de dichos pozos horizontales; y La Fig. 13 es una vista de una modificación a los pozos horizontales de inyección (producción) paralelos, mutuamente adyacentes pero espaciados de la Fig. 11, que muestra dos de dichos pozos horizontales mutuamente adyacentes, en donde las aperturas en estos son más numerosas y más estrechamente espaciadas en dirección al extremo de "punta" (esto es, distal) de cada uno de dichos pozos horizontales.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS MODALIDADES PREFERIDAS Las Fig. 1 y Fig. la muestran una reserva/formación subterránea desarrollada que contiene hidrocarburo 22 del "pozo escalonado" (de aquí en adelante configuración de "pozo escalonado"), la cual no forma parte de la invención reclamada en la presente pero forma la materia de otra solicitud del inventor signatario, dicha otra aplicación que está comúnmente asignada con la presente invención.

En dicha configuración de "pozo escalonado", los pozos horizontales de inyección paralelos 1, 1' y 1" de cada longitud 6 son colocados en paralelo uno con otro en relación mutuamente espaciada, todos situadQS en lo alto en una porción que contiene hidrocarburo 20 de la reserva/formación subterránea 22 de grosor 4, situados por debajo de la superficie del nivel del suelo 24. Pozos horizontales de producción paralelos, espaciados 2, 2' y 2" de longitud similar 6 están respectivamente colocados en lo bajo en la reserva 22, en la mitad entre los respectivos pozos de inyección 1, 1' , y 1", para hacer una formación de arreglo de pozos de inyección de gas alternativamente horizontales y lateralmente separados en paralelo 1, 1' , y 1" y pozos de producción de fluido 2, 2' y 2", como se muestra en la Fig. 1 y Fig. la.

La reserva que contiene hidrocarburo 22 mostrada en la Fig. 1 posee dos y medio pozos de inyección 1, 1', y 1" (pozo de inyección de borde 1 y pozo de producción de borde 2" cada uno respectivamente constituye una mitad de pozo) para un total de cinco pozos horizontales en el arreglo. Llevar a cabo tres repeticiones del método de la Fig. 1 requiere quince pozos horizontales, como se mostró en la Fig. la.

El espacio lateral 5 de los pozos de inyección 1, 1' , y 1" y pozos de producción 2, 2' y 2" es preferentemente uniforme .

En una modalidad preferida mostrada en las Fig. 1 y Fig., la, los segmentos verticales . 8 de los pozos horizontales de inyección 1, 1' y 1" están en extremos opuestos comparados con los segmentos verticales 9 de los pozos horizontales de producción 2, 2' y 2". Los segmentos verticales 8 de los pozos de inyección 1, 1' y 1" son desplazados por el ancho de pozo 6 de los segmentos verticales 9 de los pozos de producción. Esto es para reducir el corto circuito del gas de inyección en los pozos de producción 1, 1' y 1" como se explicó anteriormente. El arreglo mostrado puede extenderse indefinidamente lejos de la superficie 3 y/o la superficie 6 como se desee para cubrir un volumen especifico de la reserva de petróleo 22. Por ejemplo, para un depósito de canal el arreglo podría extenderse a través del ancho del canal. En fases adicionales del desarrollo de la reserva 22, conjuntos adicionales son colocados de manera adyacente al primer conjunto y así sucesivamente, eventualmente explotando el total de la reserva 22.

Haciendo referencia a la Fig. 1, en una modalidad preferida de la invención cada pozo horizontal inyector 1, 1' y 1" y pozo de producción 2, 2' y 2", los cuales son simultáneamente perforados, poseen segmentos de revestimiento de pozo 30 situados en cada uno de los pozos horizontales 1, 1' y 1" y 2, 2' y 2" los cuales contienen aperturas 24, desde las cuales un .medio tal como un gas oxidante, aire, oxígeno solo o en combinación con dióxido de carbono o vapor, vapor solo o un diluyente tal como un diluyente de hidrocarburo, o combinaciones de los mismos, pueden ser inyectados a la porción que contiene hidrocarburo 20 a través de un pozo inyector 1, 1' y 1" y mediante el cual se puede dejar fluir el petróleo para recolectarse en un pozo de producción horizontal 2, 2' y 2". En el caso de pozos de producción horizontal 2, 2 ' y 2", dichos revestimientos de pozo 30 y las aperturas 24 en los mismos pueden tomar la forma de lineas ranuradas, rejillas de alambre, tapones de rejillas Facsritetm, o combinaciones de los mismos, para reducir el flujo de arena y otras substancias indeseables tal como brocas, del interior de la formación 22 a los pozos de producción 2, 2' , y 2".

En la configuración de "pozo escalonado" de la Fig. 1, la, y 2, un medio tal como un gas oxidante, aire, oxigeno solo o en combinación con dióxido de carbono o vapor, vapor solo o un diluyente tal como un diluyente de hidrocarburo, o combinaciones de los mismos, es inyectado en la formación 22 mediante las aperturas en los pozos inyectores horizontales 1, 1' , y 1" para ocasionar movilidad del petróleo en la porción que contiene petróleo 20 de la formación 22. Dicho petróleo fluye en dirección descendiente dentro de la formación 22, y es recolectado en los pozos recolectores horizontales 2, 2' y 2".

El método de pozo escalonado, en una modalidad, puede utilizar alternativamente una configuración de transmisión en línea, dicho método mostrado en la Fig. 2 (i)-(iii), en el cual tres fases son implementadas . A este respecto, la Fig. 2 muestra una sección A-A de la Pig. 1, en intervalos sucesivos de tiempo respectivo (i) , (ii) , y (iii) , mostrando un método para causar una transmisión en linea para recuperación de petróleo en la dirección "Q" utilizando dicha configuración de "Pozo escalonado". Específicamente, como se vio a partir de la primera fase [Fig. 2 (i) ] , el pozo inyector 1 y el pozo productor 2 y 2' son perforados primero, y comienza la producción de pozos 2 y 2'. Después de eso, en una segunda fase [Fig. 2 (ii) ] , un tercer inyector 1" y un tercer productor 2" son perforados, y comienza la inyección y producción respectivamente en relación a dichos pozos. En una tercera fase, un cuarto inyector 1" y un cuarto productor 2" son perforados, con la producción terminando del pozo de producción 2, y comienza la inyección y producción en el pozo de inyección 1" y pozo de producción 2" respectivamente. El proceso puede continuar indefinidamente como se muestra en la Fig. la, hasta alcanzar un final de reserva 22.

Alternativamente, como se mencionó arriba, dicho método de "pozo escalonado" puede simplemente consistir en perforar simultáneamente un número fijo de pozos inyectores (por ejemplo tal como tres pozos 1, 1' , y 1") y un número correspondiente de pozos productores (por ejemplo tal como tres pozos 2, 2', y 2") para producir el "arreglo" de pozos escalonados de los pozos 1, 1' , y 1" y 2 , 2 ' y 2 " mostrados en la Fig. 1. Dicho arreglo puede ser repetido como sea necesario, como se mostró en la Fig. la. Este método fue utilizado en los Ejemplos (discutidos a continuación), para comparar la configuración y método HWLD a la configuración de pozo escalonado, utilizando perforación simultánea de cinco pozos como se discutió arriba.

Las Fig. 3, 6 y Fig. 4a-4c muestran una configuración/arreglo alternativo de pozo (Fig. 3, 6) y método (Fig. 4a-4c) para la recuperación de petróleo de una reserva 22, concretamente la configuración y método de transmisión en linea para pozo horizontal ("HWLD") respectivamente de la presente invención, para desarrollar una porción que contiene petróleo 20 de una reserva 22 de un grosor 4, un ancho 6r y la cual comprende una pluralidad de segmentos 50a-50o cada una de longitud 5 consecutivamente ubicadas comenzando del plano 7 y avanzando a la derecha de. la página, como se mostró en las Fig. 3 y 6.

En dicha configuración y método HWLD, un primer pozo de inyección horizontal 1 es perforado en lo alto dentro de la porción que contiene petróleo 20 de la reserva 22, a lo largo del borde 7, y un segundo pozo paralelo horizontal 2 es perforado en lo bajo en la porción que contiene petróleo 20 de la reserva 22, lateralmente espaciado del primer pozo inyector 1.

Los pozos horizontales 2 y 2' tienen porciones verticales 3 en cada una de las porciones de talón respectivas 42 las cuales se extienden a la superficie 24. La distancia que separa los planos 7 y 8 representan los bordes del volumen de petróleo barrido de la porción que contiene petróleo 20 de la reserva 22 en una primera fase del método de la presente invención.

En la modalidad del método HWLD mostrado en la Fig. 11, la posición del segmento vertical 3 del primer pozo de inyección 1 es desplazada por la longitud del pozo 6 de los segmentos verticales 3 de los pozos de producción 2 y 2' . Esto es para minimizar el corto circuito del gas de inyección en los pozos de producción como se explicó arriba. El arreglo mostrado puede extenderse indefinidamente lejos de la superficie 7 y/o la superficie 8 como se desee para, cubrir un volumen especifico de la reserva de petróleo 22. Por ejemplo, para un depósito de canal, éste podría extenderse a través del ancho del canal. En fases adicionales del desarrollo de la reserva 22 como se mostró por ejemplo en la Fig. 6, pozos adicionales 2", 2''', 21V son perforados, lateralmente desplazados del pozo horizontal perforado anteriormente 2' , para eventualmente explotar la reserva completa 22 a lo largo de una longitud del mismo.

Las Fig. 4a-c, concretamente en varias sub-fases alternativas (i) , (ii) , (iii) , y (iv) de las mismas, cada una muestra el petróleo residual en la porción que contiene petróleo 20 que sobra después de cada sub-fase del método de la presente invención, en porción sombreada.

En una primera fase del método de la presente invención [idéntica en cada uno de varios métodos mostrados en las Fig. 4a(i), Fig. 4b (i), y Fig. 4c(i)], se inyecta gas en el pozo horizontal 1 y se produce petróleo por medio de un segundo pozo horizontal 2. En una segunda fase del método de la presente invención [mostrada en la Fig. 4a, Fig. 4b, y Fig. 4c asi como el paso (ii) ] , un tercer pozo horizontal 2' es perforado en lo bajo en la porción que contiene petróleo 20 de la reserva 22, paralelo al pozo horizontal 2 pero lateralmente espaciado del mismo, y espaciado lateralmente más lejos del primer pozo 1 que del pozo 2, y la producción de petróleo se lleva a cabo mediante el pozo 2' . Una vez que la cantidad del petróleo que está siendo producido del segundo pozo horizontal 2 disminuye por debajo de un limite económico, la producción de dicho pozo 2 termina y el pozo 2 es después empleado para la inyección de gas, como se mostró en las Fig. 4a(ii), Fig. 4b(±i), y Fig. 4c(ii). La inyección gaseosa por medio del pozo 1 puede continuar durante esta fase, o puede terminar como se muestra en el paso (ii) de las Fig. 4 a-c.

En una modalidad preferida, en donde los extremos verticales 3 del pozo de producción 2, 2' están en el mismo lado de la reserva 22 como se muestra en la Fig. 3, la inyección de gas en el segundo pozo horizontal 2 durante esta segunda fase es preferentemente por medio de una tubería interna 40 que se extiende desde un extremo proximal (talón) 42 del tercer pozo 2' al extremo distal (punta) 44 del pozo 2', con un extremo abierto del mismo que está en un extremo distal 44 como se mostró en la Fig. 7. Alternativamente, si la inyección de gas en el segundo pozo 2 es simplemente en un extremo proximal 42 del pozo de inyección 2' (esto es, sin tubería 40 en el pozo de inyección 2 durante la inyección) , entonces la tubería interna 40 puede ser proporcionada en su lugar en yn tercer pozo adyacente 2' cuando dicho pozo 2' actúa como un pozo de producción, y el petróleo es de esta manera arrastrado de la porción de punta 44 de dicho tercer pozo 2' por medio de dicha tubería 40, como se muestra en la Fig. 8. Como se explicó anteriormente, cada una de las configuraciones alternativas de la Fig. 7 y Fig. 8 ayudan a evitar la "manipulación" o "corto circuito" de gas presurizado del pozo de inyección 2 directamente al pozo de producción 2' , cuando una configuración tal como la que se muestra en la Fig. 3 es utilizada en la cual cada una de las porciones verticales 3 de los pozos de producción 2, 2' y 2" están en el mismo lado de la reserva 22. Como se mencionó arriba, en esta segunda fase, un nuevo tercer pozo paralelo 2' es perforado en lo bajo en la reserva y colocado en la producción de fluido [ver Fig. 4a(ii), Fig. 4b(ii) y Fig. 4c (ii) ] . Durante esta segunda fase, un cuarto pozo horizontal 2" puede ser perforado, como se muestra en la Fig. 4a (ii) e inicia la producción de dicho pozo 2" asi como del pozo 2' . Alternativamente, solo la perforación del pozo 2" puede realizarse durante esta fase, con la producción del pozo 2 " que ocurre durante la tercera fase (discutida más adelante) y como se muestra en la Fig. 4c (iii) y (iv) .

Las Fi^g. 4a(iii), 4b (iii), y 4c(iii) cada, una muestra terceras fases ligeramente diferentes del método de la presente invención.

En relación a la modalidad del método descrito en la Fig. 4(b) (iii), cuando la cantidad de la producción de petróleo del tercer pozo 2' siendo producida en el paso (ii) cae por debajo de un limite pre-determinado, se adopta una fase de reducción en donde el gas es nuevamente inyectado en el pozo 1. El pozo 2 es cambiado para operar como un pozo de producción, y los pozos 2 y 2' son empleados como pozos de producción por un tiempo para retirar todo el petróleo restante.

Posteriormente, el cuarto pozo 2" puede ser perforado, y se repite un proceso similar en el cual un pozo de producción anterior (pozo 2' ) es convertido en un pozo de inyección 2' , y comienza la producción del cuarto pozo 2", mientras el gas continua siendo inyectado a través del pozo 1.

Alternativamente, en relación a la tercera fase mostrada en el paso (iii) de la Pig. 4a, la inyección de gas del pozo 1 termina, con el gas siendo inyectado en la reserva 22 únicamente mediante dicho pozo 2 ' el cual como se señaló anteriormente es convertido de un pozo de producción a un pozo de inyección. El cuarto pozo 2 " opera como un. pozo de producción.

Alternativamente, como se mostró en la Fig. 4c (iii), la inyección de gas en el pozo 1 puede ser restablecida para drenar completamente todo el petróleo encima de los pozos 2 y 2' y un nuevo cuarto pozo 2 " perforado. Únicamente después de eso, cuando la producción de los pozos 2 y 2" se agota o substancialmente se agota, el pozo 2' es convertido a un pozo inyector y se suministra gas subsecuentemente a la formación por medio del pozo 2' e inicia la producción del pozo 2" como se mostró en la Fig. 4c (iii) .

Como se indicó anteriormente, en donde las porciones verticales 3 de los pozos 2, 2', 2", 2"' y 2iv están todos situados en el mismo lado de la reserva 22 (ver Fig. 6) y no en lados alternativos de la reserva 22, con el fin de reducir la "manipulación" entre un pozo de producción/recolector mutuamente adyacente y un pozo inyector mutuamente adyacente, se puede emplear tubería en la manera descrita anteriormente y como se muestra en las Fig . 7 o Fig . 8.

Como una configuración alternativa para reducir o evitar el problema de "manipulación" o corto circuito entre un inyector y pozos de producción mutuamente adyacentes 2, 2', 2", 2"', 21V que tienen respectivas porciones verticales 3 de dichos pozos en el mismo lado de la. reserva 22 como se mostró en la Fig. 6 y para inyectar más uniformemente un medio gaseoso tal como gas oxidante, vapor, dióxido de carbono, diluyentes de hidrocarburos (en forma gaseosa o líquida) en una modalidad mostrada en la Fig. 9, el número de aperturas 24 se puede hacer progresivamente más numeroso sobre la longitud del pozo horizontal 2, y similarmente sobre la longitud de un pozo mutuamente adyacente 2', progresando del extremo proximal 42 en dirección al extremo distal 44 de cada uno de dichos pozos 2, 2', 2", 2"', 2iv, y asi sucesivamente.

Alternativamente, para asimismo inyectar más uniformemente un medio gaseoso tal como gas oxidante, vapor, dióxido de carbono, diluyentes de hidrocarburos (en forma gaseosa o liquida) a lo largo de la longitud de un pozo inyector (por ejemplo 2') y también para recolectar más uniformemente petróleo a lo largo de una longitud de un pozo recolector mutuamente adyacente (por ejemplo 2") en una modalidad mostrada en la Fig. 10 el tamaño de aperturas 24 puede hacerse progresivamente más grande sobre la longitud de cada pozo 2, 2', 2", 2"', 2iv y asi sucesivamente y de manera similar sobre la longitud de un pozo mutuamente adyacente 2', aumentando progresivamente en el área desde el extremo proximal 42 en dirección al extremo distal 44 de cada uno de dichos pozos 2, 2', 2", 2'" , 2iv.

Por otra parte, las porciones verticales 3 de pozos mutuamente adyacentes 2, 2', 2", 2"' , 21V y asi sucesivamente, pueden colocarse en lados opuestos respectivos de la reserva 22 como se mostró en la Fig. 11 para inyectar más uniformemente un medio gaseoso tal como gas oxidante, vapor, dióxido de carbono, diluyentes de hidrocarburo (en forma gaseosa o liquida) para recolectar petróleo mediante un pozo adyacente. Para después lograr e incluso mejorar la inyección uniforme de aire y/o recolección de petróleo, en donde pozos adyacentes son utilizados respectivamente para inyectar aire de uno y para recolectar petróleo de otro, en una modalidad adicional mostrada en la Fig. 12 el número de aperturas 24 en cada uno de los pozos se puede hacer progresivamente más numeroso sobre la longitud de cada pozo horizontal (por ejemplo pozo 2), y similarmente sobre la longitud de un pozo mutuamente adyacente (por ejemplo pozo 2' ) , avanzando del extremo proximal 42 en dirección al extremo distal 44 de cada uno de dichos pozos 2, 2' , 2", 2"' , 2iv y asi sucesivamente .

Alternativamente, en una modalidad mostrada en la Fig. 13 el tamaño de aperturas 24 se puede hacer progresivamente más grande sobre la longitud de gada pozo 2, 2' , 2", 2"' 21V y asi sucesivamente y de manera similar sobre la longitud de un pozo mutuamente adyacente 2' , aumentando progresivamente en el área del extremo proximal 42 en dirección al extremo distal 44 de cada uno de dichos pozos 2, 2' , 2", 2"', 21V, para lograr el mismo resultado de mayor estabilidad de distribución de presión sobre la longitud de cada uno de los pozos respectivos 2, 2', 2", 2"', 21V.

EJEMPLOS Para el propósito de realizar una comparación directa de desempeño de la configuración de "pozo escalonado" mostrado en la Fig. 1, la, y Fig. 2 y el proceso HWLD de la presente invención mostrado en las Fig. 3, Fig. 4b, y Fig. 6, y Fig. 11 se utilizó modelaje por computadora y técnicas de simulación como se describe plenamente en la presente.

Específicamente, simulación extensiva numérica por computadora de cada uno de los arreglos de Pozo Escalonado y HWLD, utilizando un proceso de combustión in situ para la recuperación de petróleo móvil en una reserva homogénea, fue adoptada utilizando el Simulador Térmico STARS™ 2010.12 suministrado por Computer Modelling Group, Calgary, Alberta, Canadá. El modelo de reserva utilizado en los Ejemplos contenía betún a temperatura elevada (54.4 °C) con alta permeabilidad de roca.

En cada uno de los pozos modelados del Pozo Escalonado (Fig. 1, la, y Fig. 2) y configuración de pozo HWLD (Fig. 11, Fig. 4b), la porción que contiene petróleo 20 de la reserva 22 es desarrollada en tres fases.

Específicamente, para cada uno de los arreglos de Pozo Escalonado mostrado en la Fig. 1, el volumen total de la Fig. 1 fue explotado tres veces, una vez por cada una de las tres fases. Esto requiere un total de quince pozos horizontales, como se mostró en la Fig. 1A.

Para el proceso H LD, una primera fase del cual se muestra en la Fig. 3 y Fig. 4b, únicamente parte del volumen total de la reserva es explotado, pero después de realizar dos fases adicionales, al final el mismo volumen de la reserva 22 es explotado (concretamente 20m x 100m x (50m x 15 bloques) =1, 500, OOOm3) como con el proceso de arreglo de Pozo Escalonado, pero requiriendo un total de solo 7.5 pozos horizontales a diferencia de quince pozos para la configuración de pozo del Pozo Escalonado como se mostró en la Fig. la.

Para simulaciones de combustión con aire las reacciones usaron: 1. 1.0 Aceite 0.42 Mejora (Ci6H34) + 1.3375 CH4 + 29.6992 coque 2. 1.0 Aceite + 13.24896 02 ~> 5.949792 H20 + 6.0 CH + 9.5 C02 + 0.5 CO/N2 + 27.3423 Coque 3. 1.0 Coque + 1.2575 02 -> 0.565 H20 + 0.95 C02 + 0.05 CO/N2 La tabla 1 a continuación establece las propiedades de reserva modeladas, propiedades de petróleo y control de pozo para cada una de la configuración de desplazamiento de Pozo Escalonado y configuración HWLD: TABLA 1 La transmisibilidad de los pozos de producción de petróleo fue monótonamente variada a lo largo del pozo de 1.0 en la punta a 0.0943 en el talón, con el fin de mejorar la eficiencia de barrido.

Ejemplo 1 - configuración de pozo escalonado Para la configuración de pozo escalonado, la porción que contiene petróleo 20 de la reserva 22 que comprende bloques cuadriculados 50a-50o mostrados en la Fig. 1A está dividida en tres partes iguales, cada una que consiste de cinco bloques cuadriculados 50a-e, 50 f-j, y 50k-o como se muestra en la Fig.. 1. Cada parte igual fue sucesivamente explotada en tres fases separadas pero sucesivas, cada fase toma 5 años, utilizando los pozos en la Fig. 1 sobre un periodo de 15 años. El volumen total de la reserva explotada sobre los 15 años de vida del proceso es 1, 500, 000 m3.

Para el arreglo de Pozo Escalonado mostrado en la Fig. 1, una primera parte del modelo de tres partes utilizó 2.5 pozos de inyección 1,1', y 1", y 2.5 pozos de producción 2, 2', y 2", todos perforados simultáneamente, para un total de cinco pozos. El grosor de la reserva 4 fue de 20m y el desplazamiento del pozo fue 50m para cada bloque cuadriculado 50a-50o. Los volúmenes de inyección de aire fueron 10,000 m3/d para pozo 1 y 20,000 m3/d para cada uno de los inyectores 1' y 1", para un total de 50,000 m3/d para el arreglo.

Para el modelaje por computadora del arreglo de Pozo Escalonado, la primera fase comprendió bloques cuadriculados 50a-e. Un segundo arreglo comprendió un patrón idéntico (bloques cuadriculados 50f-50j), modelado como explotado sobre 5 años adicionales y en una tercera fase (bloques cuadriculados 50k-50o) comprendió otro arreglo idéntico el cual fue modelado como que está siendo explotado sobre un plazo final de 5 años. El volumen de reserva de cada parte fue 500,000m3 para un volumen. total de explotación de campo de 1,500,000 m3 (esto es, 3 x 100m x 250m x 20m) sobre 15 años. El factor de recuperación final de petróleo fue 79% de petróleo original en el lugar. Un resumen de resultados se muestra en la Tabla 2 y Fig. 5.

Ejemplo 2- configuración de pozo HWLD Para el proceso HWLD el cual fue modelado utilizando simulación por computadora, como se mostró en la Fig. 4b, en una primera fase (Fig. 4b (i)) un pozo inyector horizontal 1 se ubica en lo alto en la formación y se provee un pozo horizontal 2 ubicado en lo bajo en la reserva 22, ambos siendo colocados a lo largo de un lado de la porción que contiene petróleo 20 de la reserva 22.

En la Fig. 4b y Fig. 11, representando el proceso y la configuración HWLD del método de la presente invención, las longitudes del pozo 6 fueron cada una de 100m, el grosor de la reserva, 4, fue 20m y el desplazamiento del pozo fue de 100m. El volumen total producido de la reserva en el periodo de explotación de 15 años fue por tanto 1,500,000 m3.

El volumen de inyección de aire fue de 16, 667 m3/d para cada uno de los inyectores para un total de 50,000 m3/d en toda la fas.e 1.

En una segunda fase [Fig. 4b(ii)], después de 5 años, el volumen de producción de petróleo por productor cayó a 13 m3/d, lo cual fue considerado no económico, y una segunda fase [Fig. 4b(ii)] realizada, concretamente el pozo productor original 2 fue convertido como se mostró en la Fig. 4b(ii) a un inyector de aire inyectando vapor a 270°C por 2 semanas para descargar el petróleo del pozo y después fue inyectado aire a través de la tubería del pozo a 26,000 m3/d. Al mismo tiempo, un segundo pozo productor 2' fue perforado como se mostró en la Fig. 4b.

Después de 5 años, comenzó una fase final de reducción (Fig. 4b(iii)] con una inyección de aire a 7,333 m3/d en el pozo inyector original 1, mientras que ambos productores 2 y 2' fueron puestos en producción. El volumen total del campo explotado fue 1,500,000 m3 (es decir 3 x 100m x 250m x 20m) sobre 15 años. El factor final de recuperación de petróleo fue de 79% de petróleo original en el lugar.

COMPARACIÓN Y VENTAJAS PROBADAS Un resumen de resultados comparativos de cada uno de los Ejemplos 1 y 2 se muestra en la Tabla 2 a continuación.

TABLA 2 * No forma parte de la invención aquí reclamada Las diferencias significativas e importantes en los dos métodos se muestran en gris.

Específicamente, la Fig. 5 muestra la recuperación de petróleo acumulado con el tiempo par.a cada una de la configuración de Pozo Escalonado (línea de triángulos "B") y la configuración de pozo HWLD (Líneas cuadradas ??' ) .

Haciendo referencia a la Tabla 2 y Fig. 5, el HWLD para la producción de petróleo móvil es ventajoso sobre el proceso de Pozo Escalonado incluso en una reserva homogénea por al menos las siguientes dos razones.

Primera, únicamente la mitad del número de pozos horizontales (7.5 pozos en comparación a 15 pozos) se necesitan para el mismo volumen de aire comprimido y las cantidades de petróleo acumulado son substancialmente más altas en la mayor parte de la vida del proceso.

Segunda, la recuperación del petróleo acumulado para el proceso HWLD en comparación al proceso de Pozo Escalonado es inicialmente más alto, resultando en una mayor devolución inicial de la inversión. Específicamente a este respecto, como pudo verse de la Fig. 5, al final de la fase 1 (5 años), el petróleo acumulado (133,278m3) es 40% más alto que el inicialmente cubierto en el método de Pozo Escalonado (95, 126m3) . En el final de la fase 2 (10 años) el petróleo acumulado recuperado utilizando el proceso HWLD es 30% más alto (125, 646m3 en comparación al nivel recuperado utilizando el método de pozo escalonado descrito arriba (95, 126m3)). Debido a que el proceso HWLD es un proceso de transmisión en línea, los fluidos de la reserva fluyen en una sola dirección, lo cual mejora el barrido de la reserva en reservas con heterogeneidad lateral.

El alcance de las reivindicaciones no debe estar limitado por las modalidades preferidas expuestas en los ejemplos anteriores, pero debe darse la interpretación más amplia consistente con la descripción como un todo y las reivindicaciones no están limitadas a las modalidade preferidas o e emplificadas de la invención.

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito el presente invento, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como prioridad lo contenido en las siguientes:

Claims

REIVI DICACIONES

1.- Un método para recuperación de petróleo de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo, sin utilizar un pozo de ventilación o pozos, que comprende los pasos de: (i) perforar un primer pozo horizontal, situado relativamente en lo alto en dicha reserva; (ii) perforar un segundo pozo horizontal, situado relativamente en lo bajo en dicha reserva y alineado substancialmente paralelo a dicho primer pozo horizontal; (iii) inyectar un medio que comprende un gas, vapor o un liquido en dicha reserva por medio de dicho primer pozo horizontal, (iv) retirar petróleo el cual se mueve en dirección descendente en dicha reserva subterránea y fluye a dicho segundo pozo horizontal, desde dicho segundo pozo horizontal ; (v) perforar un tercer pozo horizontal, relativamente en lo bajo en dicha reserva y substancialmente paralelo a dicho primer y segundo pozos horizontales pero lateralmente espaciados de estos, lateralmente espaciados más lejos de dicho primer pozo horizontal que de dicho segundo pozo horizontal ; (vi) detener temporal o permanentemente el retiro de hidrocarburo de dicho segundo pozo horizontal; (vii) proceder a inyectar un segundo medio que comprende un gas, vapor o un liquido a dicho segundo pozo horizontal; y (ix) retirar petróleo el cual se mueve en dirección descendente en dicha reserva subterránea a dicho tercer pozo horizontal, desde dicho tercer pozo horizontal.

2. El método para recuperar petróleo de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el barrido de un volumen substancial de petróleo desde el interior de una reserva que contiene hidrocarburo haciéndolo avanzar en una dirección generalmente lineal a lo largo de dicha formación, que comprende pasos adicionales repetidos que incluyen : sucesivamente perforar pozos horizontales adicionales en lo bajo en dicha reserva substancialmente paralelo a y substancialmente co-planar con dicho tercer pozo horizontal pero lateralmente espaciado de estos y de cada uno; y sucesivamente convertir los penúltimos pozos de dichos pozos horizontales adicionales de un pozo de producción a un pozo de inyección para inyectar dicho gas, vapor o un liquido para ocasionar que el petróleo en dicha reserva se mueva del interior de dicha reserva en dirección descendente a unos últimos de dichos pozos horizontales adicionales .

3. - El método para recuperar petróleo de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque dicho primer medio y dicho segundo medio son el mismo medio.

4. Un método para recuperar petróleo de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque dicho primer medio comprende gas oxigenado, aire o mezclas de los mismos para el propósito de llevar a cabo la combustión in situ, dicho método que además comprende el paso, después del paso (iii), de encender dichos hidrocarburos en dicha reserva en una región próxima a dicho primer pozo horizontal y retirar productos de combustión y dicho petróleo de dicha formación subterránea por medio de dicho segundo pozo y/o mediante dicho tercer pozo.

5. - El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado por.que dicho primer medio y dicho segundo medio es un gas el cual es soluble en el petróleo.

6. - El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque el gas es C02 , hidrocarburos ligeros o mezclas de los mismos.

7. - El método para recuperar petróleo de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque dicho paso de encender dichos hidrocarburos y retirar los productos de combustión mediante dicho segundo pozo horizontal y/o dicho tercer pozo horizontal produce un frente de combustión para moverse lateralmente desde dicho primer pozo horizontal en la dirección de dicho segundo y tercer pozos horizontales, calentando por tanto el petróleo en dicha reserva y ocasionando que dicho petróleo se drene en dirección descendente para recolección por medio de dicho segundo y/o tercer pozos horizontales.

8. - El método para recuperar petróleo de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque dicho paso (iii) de inyectar un gas, vapor o liquido a dicho primer pozo horizontal comprende el paso de inyectar dicho gas, vapor o liquido a un extremo de dicho primer pozo horizontal y dicho paso de retirar petróleo de dicho segundo pozo horizontal comprende el paso de retirar dicho petróleo de un extremo de dicho segundo pozo, dicho extremo de dicho segundo pozo situado en un lado de dicha reserva opuesto a un lado del mismo en el cual está situado dicho extremo de dicho primer pozo horizontal.

9. - El método para recuperar petróleo de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque dicho paso (vi) de inyectar dicho gas, vapor o liquido a dicho segundo pozo horizontal comprende inyectar dicho gas, vapor o liquido a un extremo de dicho segundo pozo horizontal situado en un lado de dicha reserva opuesto a un extremo de dicho tercer pozo horizontal del cual dicho petróleo es recolectado.

10. - El método para recuperar petróleo de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque dicho paso (vi) de inyectar dicho gas, vapor o liquido a dicho segundo pozo horizontal comprende inyectar dicho gas, vapor o liquido a un primer extremo de dicho segundo pozo horizontal, dicho primer extremo de dicho segundo pozo situado en un mismo lado de dicha reserva en el cual está situado un primer extremo de dicho tercer pozo horizontal desde el cual es recolectado dicho petróleo.

11. - El método para recuperar petróleo de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque dicho petróleo es recolectado de un primer extremo de cada uno de dicho segundo y tercer pozos horizontales, dicho primer extremo de cada uno de dicho segundo y tercer pozos horizontales ubicados en un mismo lado de dicha reserva y dicho paso (vi) de inyectar dicho gas, vapor o liquido a dicho segundo pozo horizontal comprende inyectar dicho gas, vapor o líquido a un segundo extremo de dicho segundo pozo a través de tubería, cuya tubería se extiende substancialmente desde dicho primer extremo a dicho segundo extremo de dicho segundo pozo.

12. - El método para recuperar petróleo de una reserva subterránea que comprende hidrocarburo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque un primer extremo de cada uno de dicho segundo y tercer pozos horizontales ubicados en un mismo lado de dicha reserva y dicho paso (vi) de inyectar dicho gas, vapor o líquido en dicho segundo pozo horizontal comprende inyectar dicho gas, vapor o líquido a dicho primer extremo de dicho segundo pozo y dicho paso de retirar petróleo de dicho tercer pozo comprende retirar dicho petróleo de un segundo extremo de dicho tercer pozo por medio de tubería, dicha tubería que se extiende desde dicho primer extremo a substancialmente dicho gegundo extremo de dicho tercer pozo..

13. - El método para recuperar petróleo de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque cada uno de dicho segundo pozo horizontal y dicho tercer pozo horizontal tienen un extremo distal y un extremo proximal, dicho extremo proximal de dicho segundo pozo horizontal y dicho extremo proximal de dicho tercer pozo horizontal están situados en lados mutuamente opuestos de dicha reserva.

14. - Un método para recuperar petróleo de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque dicho segundo pozo horizontal es movido lateralmente y desplazado lateralmente de dicho primer pozo horizontal.

15. - El método para recuperar petróleo de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque dicho primer pozo horizontal tiene un revestimiento de pozo en el cual se encuentran dicha pluralidad de aperturas, y en donde un tamaño de dichas aperturas o un número de dichas aperturas dentro de dicho revestimiento dentro de dicho primer pozo horizontal aumenta progresivamente desde un primer extremo a un segundo extremo de dicho primer pozo horizontal y dicho gas, vapor o liquido es inyectado a dicho primer ex remo de dicho primer pozo.

16. - El método para recuperar petróleo de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque cada uno de dicho segundo pozo horizontal y dicho tercer pozo horizontal tienen una pluralidad de aperturas en el mismo, en donde un tamaño de dichas aperturas o un número de dichas aperturas aumenta progresivamente de un primer extremo a un segundo extremo de cada uno de dichos segundo y tercer pozos horizontales .

17. - El método para recuperar petróleo de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque dicho segundo pozo horizontal tiene una pluralidad de aperturas en el mismo, en donde un tamaño de dichas aperturas o un número de dichas aperturas aumenta progresivamente de un primer extremo a un segundo extremo de cada uno de dichos segundo y tercer pozos horizontales.

18. - El método para recuperar petróleo de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque dicho tercer pozo horizontal tiene una pluralidad de aperturas en el mismo, en donde un tamaño de dichas aperturas o un número de dichas aperturas aumenta progresivamente de dicho primer extremo a un segundo extremo del mi¾mo.

19. - Un método para recuperar petróleo de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque cada uno de dicho segundo pozo y dicho tercer pozo tiene una pluralidad de aperturas en el mismo, en donde un tamaño de dichas aperturas o un número de dichas aperturas aumenta progresivamente de dicho primer extremo del mismo a un segundo extremo del mismo.

20.- El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque incluye además el paso, después del paso (v) o (vi), de detener la inyección de dicho gas, vapor o liquido a dicho primer pozo horizontal cuando la recuperación de petróleo de dicho segundo pozo horizontal ha caído a una fracción pre-determinada de una velocidad máxima de recuperación.

21.- El método para recuperar petróleo de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque dicho primer pozo horizontal posee una pluralidad de aperturas substancialmente a lo largo de su longitud y dicho paso de inyectar un gas, vapor o líquido a dicho pozo horizontal comprende por tanto el paso de inyectar dicho gas, vapor o líquido a dicha reserva por medio de dichas aperturas en dicho primer pozo de inyección. .

22.- Un método de transmisión en línea para recuperar petróleo de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo, sin utilizar un pozo o pozos de ventilación, que comprende los pasos de: (i) perforar un primer pozo horizontal relativamente en lo alto en dicha reserva, teniendo una pluralidad de aperturas en el mismo; (ii) perforar un segundo pozo horizontal relativamente en lo bajo en dicha reserva y substancialmente paralelo a dicho primer pozo horizontal; (üi) inyectar un gas oxidante a dicho primer pozo de inyección y a dicha reserva por medio de dichas aperturas en el mismo, para propósitos de realizar combustión in situ en dicha reserva; (iv) encender hidrocarburos en dicha reserva; (v) retirar petróleo el cual se drena en dirección descendente en dicha reserva subterránea en dicho segundo pozo horizontal desde dicho segundo pozo horizontal; (vi) perforar un tercer pozo horizontal relativamente en lo bajo en dicha reserva y substancialmente paralelo a dicho segundo pozo horizontal pero lateralmente espaciado de éstos y lateralmente espaciado más lejos de dicho primer pozo de inyección que de dicho segundo pozo de inyección; (vii) detener temporalmente o permanentemente la producción de hidrocarburos de dicho segundo pozo horizontal, y convertir dicho segundo pozo en un pozo de inyección; (viii) inyectar dicho gas oxidante en dicho segundo pozo horizontal; (ix) retirar petróleo el cual se drena en dirección descendente en dicha reserva subterránea a dicho tercer pozo horizontal, desde dicho tercer pozo horizontal; (x) perforar sucesivamente pozos horizontales adicionales en lo bajo en dicha reserva substancialmente paralelos a y substancialmente co-planares con dicho tercer pozo horizontal pero lateralmente espaciado de estos y uno del otro; y (xi) convertir sucesivamente los penúltimos pozos de dichos pozos horizontales adicionales de un pozo de producción a un pozo de inyección para inyectar dicho gas, vapor o un liquido para causar que el petróleo en dicha reserva se mueva del interior de dicha reserva en dirección descendente a los últimos de dichos pozos horizontales adicionales .

23.- El método para recuperar petróleo de una reserva subterránea que contiene hidrocarburo de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque un volumen de gas, vapor o liquido inyectado a dicha reserva subterránea es aproximadamente igual al volumen de petróleo recuperado de dichos pozos horizontales ubicados en lo bajo en la reserva .