MÉTODO PARA REDUCIR LA SATURACIÓN DE AGUA EN LA REGIÓN CERCA DEL POZO DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Esta invención se relaciona generalmente al campo de condicionar y tratar la región subterránea cerca de un sendero, y más particularmente con un método para reducir la saturación del agua en la región cerca del pozo de una formación subterránea. El método inventivo puede utilizarse para facilitar varios procedimientos de tratamiento de formación tales como para incrementar la velocidad de inyectividad de un fluido sustancialmente acuoso dentro de una formación subterránea. El agua naturalmente está presente en la mayor parte de las formaciones subterráneas de origen deposicional que incluye, sin limitación, reservas de petróleo y gas y depósitos de carbón. En ciertas circunstancias, es deseable desplazar el agua desde una región cerca de un barreno con el fin de utilizar químicos o procedimientos de tratamiento que pueden ser afectados adversamente por el agua excesiva, ya sea a través de la dilución o interferencia con la reacción deseada. Ejemplos de procedimientos que generalmente benefician la saturación de agua reducida en la región cerca del pozo incluye la consolidación de la arena y las tareas de asentamiento de polímero, así como otras técnicas que pudieran beneficiar el contacto mayor con la matriz del depósito. En otras circunstancias, el desplazamiento del agua puede así mismo ser el resultado del tratamiento deseado. Para la inyección del gas utilizada en los procesos de recuperación terciaria y otras aplicaciones, reducir la saturación del agua en la región cerca del pozo tiene un impacto benéfico significante en la inyectividad del gas. Como se utiliza en la presente la "región cerca del pozo" significa que la región en la cercanía de un barreno, las propiedades que afectan generalmente el flujo de fluidos dentro o fuera del barreno mismo (como opuesto a los patrones de flujo de depósitos generales), normalmente, pero no se limita a un radio de aproximadamente dos a tanto como aproximadamente quince pies alrededor del barreno. Aunque la consolidación de la arena ya no se utiliza ampliamente, patentes y publicaciones a partir de los 70' s sugieren una variedad de solventes específicos para predescargar la formación para la remoción de agua. El agua interferida con la consolidación de arena exitosa más que con el petróleo, aunque la remoción del petróleo fue un objetivo secundario a muchas propuestas de predescarga. El enfoque principal en la selección de solventes de predescarga para el trabajo de consolidación de arena fue en miscibilidad con agua y petróleo, con muchos de los procesos de selección actualmente en crecimiento de esfuerzos para remover el petróleo de la región cerca del pozo.
Muchos procesos facultados también se han presentado para condicionar la región cerca del pozo para el propósito de acidificar la formación, con el enfoque de estas patentes estando la remoción del petróleo para evitar la formación de emulsiones durante o después del tratamiento. Algunas patentes existentes han dirigido procedimientos enfocados en la reducción de la saturación del agua, especialmente a medida que se relaciona con las formaciones gasíferas-petrolíferas tales como depósitos de gas o aún acuíferos. En sí misma, la reducción de la saturación del agua en la región cerca del pozo como una etapa de acondicionamiento antes del tratamiento reducirá la dilución de químicos de tratamiento, permitirá el mejor contacto con la formación, y permitirá el uso de tratamientos incompatibles con agua. En otros casos, la reducción de la saturación de agua en la región cerca del pozo mejora la permeabilidad relativa de la formación de petróleo, gas o cualquier otro fluido no acuoso. El cambio de las permeabilidades relativas afectan la recuperación potencial del petróleo o gas de un depósito. Una cantidad significante del petróleo crudo contenido en una formación subterránea se deja en el lugar después de los procesos de recuperación primaria y secundaria. El petróleo crudo rezagado después del proceso de recuperación secundario puede ser 20 hasta 50% del petróleo original en el lugar (OOIP) . El agua también estará presente en el depósito, cuando se presenta naturalmente el agua congénita, como resultado del impulso del agua natural, o como resultado de la inyección por inundación del agua artificial. El agua como se utiliza en la presente incluirá cualquiera de los anteriores, así como también agua potable, salmuera artificial, o cualquier solución acuosa (por ejemplo soluciones que contienen tensioactivos, polímeros, ácido, o cualesquier otros aditivos) que puedan haberse inyectado dentro de la formación del depósito. La saturación del agua,
Sw, se expresa como un porcentaje del volumen del espacio vacío del depósito relevante, en la presente generalmente un porcentaje del volumen de los espacios vacíos cerca del pozo. Varios procesos de recuperación terciaria utilizan solventes, químicos, polímeros, calor, (incluyendo corrientes), o espumas que se han propuesto o utilizado para recuperar un porcentaje adicional del OOIP mejorando las características de flujo relativas de los fluidos del depósito y/o dragando los fluidos del depósito hacia un pozo de producción. La efectividad económica y/o físicas de estos procesos depende con frecuencia del contacto máximo con el petróleo restante en el menor tiempo posible. Balancear el contacto máximo con el tiempo mínimo hace de la inyectividad de los materiales de recuperación terciaria dentro del depósito un factor crítico. Desde luego, la economía para cualquier proceso particular también depende del costo de los materiales requeridos. Mientras los solventes, químicos, polímeros y tensioactivos, que incluyen aquellos utilizados para generar espumas, varían en costo, la disponibilidad efectiva del dióxido de carbono o el gas natural con frecuencia llevan a un costo más bajo por barril de petróleo recuperado que por otros procesos . El objetivo del proceso de recuperación terciario es reducir la saturación de petróleo residual en el depósito a su valor posible más bajo, maximizando con esto la recuperación del OOIP. La saturación de petróleo residual depende del número capilar (definido más completamente a continuación) , que a su vez depende de la velocidad del fluido, viscosidad y tensión interfacial. Como se utiliza en la presente, el número capilar es una expresión que representa qué tan fácil un fluido dado fluye a través de los espacios del poro restringido en el depósito con relación a los otros fluidos presentes. Por ejemplo, los solventes miscibles y casi miscibles mezclados con petróleo para reducir la viscosidad y eliminar (o reducir significativamente) la tensión interfacial, de este modo maximiza en el número capilar para el petróleo, que a su vez lleva a una saturación de petróleo residual disminuida. La inundación de solvente miscible utiliza solventes que son miscibles con o casi miscibles con el petróleo crudo rezagado por los procesos de recuperación primario y secundario. Algunos ejemplos de solventes que pueden utilizarse en inundación miscible incluyen gas natural, metano, etano, u otros componentes de gas natural, condensado, alcoholes, cetonas, soluciones micelares, dióxido de carbono, nitrógeno, gases de combustión y combinaciones de los mismos. Generalmente, la disponibilidad económica y comercial hace que los gases de solvente sean más atractivos que los solventes líquidos para el uso en inundación miscible. Sin embargo, la recuperación de petróleo de los procesos de gas de solvente es impactado negativamente por la movilidad desfavorable y las velocidades de densidad entre el petróleo y el gas de solvente, que lleva a una pobre eficiencia de dragado. Específicamente, una velocidad de movilidad desfavorable entre el gas y el petróleo permite la digitación o canalización del gas de solvente que resulta en recuperaciones bajas de petróleo debido a que no todo el petróleo residual se pone en contacto con el gas de solvente. De igual forma, las velocidades de densidad desfavorables pueden provocar que el gas de solvente migre a la parte superior del depósito que desvía mucho petróleo crudo. Con frecuencia, la inyección de agua es alternada con la inyección de gas de solvente para mitigar el deficiente rendimiento del dragado de un proceso de gas de solvente. Este proceso se llama proceso de Agua-Alternativo-Gas (WAG) . Un proceso de solvente tiene mejor dragado cuando el agua y el solvente fluyen juntos en una zona mezclada debido a que el agua tiene una velocidad de movilidad inferior con respecto al petróleo que como lo hace el gas de solvente. El agua tiende a ayudar al dragado del petróleo y el gas de solvente a través del depósito. En un proceso WAG, la fracción del depósito dragada por el gas de solvente (la zona mezclada) es proporcional a la velocidad de inyección del gas del solvente. Por lo tanto, incrementar la velocidad de inyección puede incrementar la eficiencia de dragado de un proceso WAG. Una alternativa más cara utilizada para dirigir los problemas con eficiencia de dragado en el proceso de WAG es utilizar un proceso de Tensioactivo-Alternativo-Gas (SAG) para generar espuma en el depósito. La espuma en los proyectos de recuperación terciaria reduce la movilidad del gas en el depósito, mejorando la eficiencia del dragado más que con el agua sola. La espuma tiene la ventaja adicional de reducir preferencialmente la movilidad del gas en áreas de alta permeabilidad del depósito, además de mejorar la eficiencia del dragado en las porciones de permeabilidad inferiores del depósito. En estas situaciones, la duración de la espuma o la estabilidad es una característica deseable para la mejora del dragado. La desventaja utilizando SAG es el costo adicional de tensioactivo.
Además de mejorar la eficiencia del dragado en un proceso de WAG o SAG, incrementar la velocidad de inyección del solvente acelera la velocidad en la que se produce el petróleo ya que el solvente inyectado entra más rápidamente al depósito, hace contacto, y desplaza al petróleo. Incrementar tanto la recuperación de petróleo como la aceleración de la producción del petróleo son ventajas y mejoraran significativamente la vialidad económica de un proceso de recuperación dado. Por lo tanto, usualmente se desea inyectar el gas
(generalmente referido en la presente como gas de solvente principal "para distinguir éste de otros fluidos discutidos" en un proceso de gas de solvente a la velocidad más alta posible. La velocidad de inyección para el gas de solvente principal, Qpsg, se determina por la siguiente expresión. Upsg ~ psg ( '-psg ~ "res ( -L / En la ecuación 1, Ipsg es la inyectividad para el gas de solvente principal, Ppsg es la presión de inyección para el gas de solvente principal, y Pres es la presión del depósito. Las velocidades de inyección, Q, se expresan en unidades de volumen por unidad de tiempo (por ejemplo pie cubico estándar/día o barriles/día), P se expresa en unidades de presión (por ejemplo psi), y I se expresa en las unidades de velocidad apropiadas sobre la presión (pie cubico estándar/día/psi o barriles/día/psi) . Por lo tanto, una inyectividad grande, IpSg, indica que una velocidad de inyección relativamente alta, Qpsg puede sostenerse con una diferencia de presión relativamente baja entre la presión en la que se inyecta el gas de solvente principal, Ppsg y la presión del depósito Pres- Aunque las velocidades de inyección más altas pueden lograrse incrementando la presión de inyección, los pozos de inyección en la mayoría de los depósitos se operan ya cerca de la presión de inyección del pozo máxima permisible. Incrementar la presión de inyección puede llevar a una fracturación descontrolada de la formación del depósito, lo que puede provocar una reducción sustancial en la recuperación del petróleo provocando la derivación del flujo del gas a través de la fractura de permeabilidad alta o comunicación con otra zona. La presión excesiva también puede provocar la falla de la tubería de revestimiento u otro equipo del barreno. Por lo tanto, existe una necesidad de un método que puede incrementar las velocidades de inyección de solvente sin requerir un incremento en la presión de inyección. Actualmente, el método principal de inyección de solvente-gas en un proceso de WAG es inyectar el gas de solvente a una presión de cabeza de pozo dada. Está presión con frecuencia se determina por las limitaciones de la tubería de revestimiento y otro equipo de barreno, equipos de trabajo de superficie, tuberías y bombas. La presión de inyección también se limita debido a que generalmente no se desea la presión en la región cerca del pozo sea tan alta que fracture la formación. En un proceso de WAG típico, el agua y el solvente se inyectan en ciclos alternantes que duran de aproximadamente una semana a muchos meses . Dentro de cada ciclo, el gas de solvente es inyectado para extraer cierta porción del petróleo de la roca y agua que se inyecta para desplazar el gas de solvente y la solución de petróleo. Los volúmenes de inyección de solventes se expresan generalmente como un porcentaje del volumen de espacios vacíos del depósito. Típicamente, el volumen del solvente inyectado en un pozo de inyección dado durante cada ciclo es aproximadamente 1% hasta 5% del volumen de los espacios vacíos señalados para hacer dragados mediante inyecciones dentro de ese pozo. En la región cerca del pozo, la saturación del petróleo generalmente será muy baja, con frecuencia menos de 15%, ya que grandes volúmenes de agua a velocidades de flujo altas se han puesto en contacto con el espacio de poro. Al principio de cada ciclo de solvente, la saturación del agua en la región seca del pozo puede ser tan alta como 65%-95% ya que el agua se acaba de inyectar. Por lo tanto, la saturación del gas puede ser tanto como 5%-20% (con el resto explicado por cualquier petróleo residual presente) , y la movilidad del gas del solvente y la inyectividad correspondiente también son bajas (explicado más adelante completamente) . Si al principio de cada ciclo de solvente, la saturación del agua fuera más baja, tanto la movilidad del gas de solvente como su inyectividad sería en gran medida incrementada. Con la saturación del agua elevada, el gas es bloqueado efectivamente a partir del flujo. Actualmente un método utilizado para incrementar la inyectividad del gas de solvente en un proceso de WAG es fracturar la formación del depósito alrededor del pozo. La fractura permite que el gas de solvente que se inyecta a una velocidad significativamente más alta porque grandes trayectorias de flujo se crean para incrementar la inyectividad cuando la fractura se forma. Como se observa en lo anterior, sin embargo, la desventaja de tal método es que las fracturas son difíciles de controlar. Una fractura colocada en forma incorrecta puede provocar que el gas de solvente desvíe mucho del petróleo del lugar en la formación del depósito y disminuya la producción de petróleo. Por lo tanto, las fracturas usualmente se evitan. De hecho, gran parte de la inyección de solvente con respecto a la literatura se relaciona con los métodos para controlar una movilidad para limitar el volumen de barrido de las porciones de permeabilidad más altas del depósito. Las fracturas no controladas son un ejemplo de una región de permeabilidad muy alta que puede tomar grandes volúmenes del solvente. El control de movilidad en porciones de permeabilidad más altas del depósito es uno de los beneficios significativos de SAG y otros procesos de inundación de espuma. Un segundo método para incrementar la inyectividad del gas de solvente es inyectar ácido dentro de la formación de depósito alrededor de la región cerca del pozo. El ácido disolverá los restos que puedan impedir el flujo de cualquier gas inyectado. Una vez que los restos se disolvieron, la velocidad de inyectividad puede incrementarse. Aunque este método es útil, el grado al cual el ácido puede mejorar la inyectividad es generalmente limitada al grado que elimina los restos del área del barreno. Aún con la remoción de estos restos, la inyectividad de solvente puede permanecer baja debido a la permeabilidad relativa que afecta lo discutido anteriormente. La inyección del ácido también tiene el efecto secundario negativo de dejar la región cerca del pozo saturada con un líquido acuoso. Por lo tanto, el ácido de inyección para mejorar la inyectividad del solvente ha limitado la aplicación. Un tercer método para incrementar la inyectividad del gas del solvente es inyectar el solvente durante un periodo extendido. A medida que los volúmenes grandes de solvente insaturado se ponen en contacto con el agua con el tiempo, cierta evaporación ocurre, efectivamente eliminando parte del agua cerca de la región cerca del pozo. Esto incrementará la saturación del gas e incrementará con esto la inyectividad del gas (descrita en lo anterior) . Aunque la inyectividad mejora con el tiempo, este proceso puede tomar muchos meses de volúmenes significantes de inyección de solvente para eliminar el agua suficiente para lograr la directividad del gas máxima. De este modo, para mucho del ciclo de inyección del solvente, el solvente está siendo inyectando con una baja inyectividad. Con las longitudes de ciclo de inyección del solvente en un proceso típico de WAG, la inyectividad del gas del solvente nunca puede alcanzar su valor máximo. Un ejemplo dramático del cambio de la inyectivilidad del gas del solvente durante el ciclo se muestra en la Figura 2, la cual representa la inyectividad 6 del solvente (línea continua) y la inyectividad 8 del agua (linea punteada) contra el tiempo sobre varios ciclos de una inundación de WAG. El solvente utilizado en este ejemplo fue dióxido de carbono que se reportó en barriles por día para la comparación con los volúmenes de los espacios vacíos del depósito y los volúmenes de inyección de agua. En la Figura 2, puede observase que los ciclos de inyección de gas disolvente son más cortos que el tiempo requerido para la inyectividad 6 del gas para estabilizar a su valor máximo. Ya que la zona mezclada de agua/solvente deseada no formará hasta que el agua sea inyectada, un ciclo de inyección de solvente extendido retrasaría significativamente la formación de la zona mezclada. Este retardo puede reducir los beneficios de eficiencia de dragado de los procesos de WAG. En una mejora similar en la inyectividad durante el ciclo de inyección de gas se observó por W. R. Rossen, et al. en SAG modeling work ( Inj ectivi ty and Gra vi ty Override in Surfa ctan t -Al terna ting-Ga s Foam Processes , SPE 30753 presentado en la Conferencia Técnica Anual de SPE, Dallas, octubre de 1995), que indicó la inyectividad máxima después de aproximadamente 0.6 o más volúmenes de espacios vacíos del depósito de la inyección del gas. Rossen et al., hizo la teoría de que con el tiempo, el agua evaporada de gas de solvente inyectado desde las lámelas de espuma en la región cerca del pozo provocando que la espuma en esa región se descomponga. Con las espumas estables, existe aún un periodo significante en el cual la inyectividad del gas es menos que óptima mientras que la espuma se descompone. Las espumas estables se desean generalmente para los sucesos de los procesos de SAG. Por consiguiente, existe una necesidad de un método para reducir la saturación del agua en la región cerca del pozo para facilitar los tratamientos de formación tales como la consolidación de la arena y la mejora de la inyectividad del solvente para incrementar la cantidad y/o velocidad de recuperación de hidrocarburos a partir de una formación. La presente invención proporciona una solución económica para está necesidad. Esta invención proporcionar el método para reducir la saturación del agua en la región cerca del pozo inyectando un fluido secundario con un número capilar favorable en la región cerca del pozo para desplazar por lo menos una porción del agua de esa región. Junto con varias posibilidades de tratamiento de pozo, una aplicación de esta invención incrementa la velocidad de inyectividad de un fluido sustancialmente no acuoso en una formación subterránea. Una modalidad preferida de la invención utiliza este método para incrementar la inyectividad del gas del solvente en una formación petrolífera para incrementar la cantidad y/o velocidad de la recuperación de petróleo a partir de la formación. En esta modalidad el método incluye inyectar un fluido secundario en la región cerca del pozo del pozo de inyección para desplazar por lo menos una porción del agua de esa región. El desplazamiento del agua y el desplazamiento subsecuente del fluido secundario permite la inyectividad máxima para que el solvente principal sea inyectado para la recuperación de petróleo. El fluido secundario puede ser el solvente principal o secundario en la adición de un tensioactivo, un fluido con un número capilar alto con respecto al agua en la formación, una espuma que comprende ya sea el solvente principal o cierto fluido secundario con un tensioactivo. El fluido secundario debe seleccionarse para tener un número capilar más alto con respecto al agua que el solvente principal sólo. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La presente invención y sus ventajas se entenderán mejor haciendo referencia a la siguiente descripción detallada y a los dibujos anexos en los cuales: La Figura 1 es un diagrama de la relación general entre la saturación del agua, Sw, y las permeabilidades relativas al solvente, kpsg, y el agua, krw respectivamente; La Figura 2 es un diagrama de solvente periódico y las inyectividades del agua observadas durante un periodo de seis meses para un pozo en un proyecto de WAG, ilustrando el potencial para la mejora en la inyectividad del gas a medida que se reduce la saturación del agua en la región del pozo; La Figura 3 es una ilustración de la correlación general esperada entre el número capilar, NCA, y la saturación del agua residual resultante Swt, expresada como un porcentaje del volumen de los espacios vacíos del depósito; y La Figura 4 es un diagrama de la saturación del agua Sw, medida durante un experimento de inundación de núcleo en laboratorio como una función de los volúmenes de los espacios vacíos del fluido inyectado, mostrando la reducción mayor en la saturación del agua posible con tensioactivo presente. La presente invención se describirá junto con sus modalidades preferidas. Sin embargo, al grado que la siguiente descripción es específica a una modalidad particular o a un uso particular de la invención, esto se pretende para ser ilustrativo solamente, y no se debe tomar como un limitante del alcance de la invención. Al contrario, se pretende cubrir todas las alternativas, modificaciones y equivalentes que se incluyen dentro del espíritu y alcance de la invención, como se define por las reivindicaciones anexas. El método inventivo disminuye la saturación del agua alrededor de la región cerca del pozo formando una fase de desplazamiento en la región y utilizándola para desplazar agua y otros fluidos posibles de la región. El fluido utilizado para formar la fase de desplazamiento generalmente se requerirá en la presente como un "fluido secundario" para distinguirlo de los fluidos ya presentes, previamente inyectados, dentro, o posiblemente planeados para la inyección en el depósito. La fase de desplazamiento se forma principalmente a partir de un fluido secundario, que se inyecta en la formación en la región cerca del pozo, aunque también pueden ser otros componentes inyectados con el fluido secundario. Algunos ejemplos de componentes que pueden inyectarse con un fluido secundario incluyen agentes espumantes, soluciones de tensioactivos no acuosos, soluciones de tensioactivos acuosos, referidos de aquí en adelante colectivamente como "tensioactivos". La fase de desplazamiento disminuirá la saturación de agua debido a que tiene un número capilar elevado con respecto al agua. Aunque el concepto de número capilar sea aplicado extensivamente a las aplicaciones que involucran la determinación o reducción del petróleo residual, la industria petrolera no parece haber aplicado el concepto a la reducción de saturaciones de agua residuales. La Figura 3 ilustra la relación general entre el número capilar y la saturación 12 de agua residual, mostrando el beneficio de incrementar el número capilar, especialmente alrededor de 1 x 10~5 en este ejemplo. El número capilar entre el agua y la fase de desplazamiento controla la saturación de agua, residual, donde el número capilar se define como sigue: NCA = (VDP X µDP)/(IFT DP.H20) (2) en donde VDP es la velocidad intersticial de la fase de desplazamiento, µDp es la viscosidad de la fase de desplazamiento, y IFTDP.H2o es la tensión interfacial entre la fase de desplazamiento y el agua. Por consiguiente, el NCA de la fase de desplazamiento puede incrementarse al incrementar VDP incrementando µDP y/o disminuyendo IFTDP.H2o alrededor de la región cerca del pozo. Es posible incrementar el número capilar incrementando la velocidad de flujo de la fase de desplazamiento. En vez de ello, dentro de los primeros pies alrededor del pozo, la velocidad de flujo de un fluido inyectado puede ser lo suficientemente alto para desplazar el agua aún sin viscosidad inusualmente elevada o tensión interfacial inusualmente baja. Sin embargo, para desplazar el agua más allá de uno a dos pies, la velocidad de flujo tendría que ser más alta que lo que se puede lograr prácticamente. El método inventivo, sin embargo, maximíza NCA principalmente incrementando µDp y/o disminuyendo IFTDP.H2o alrededor de la región cerca del pozo. Aquellos expertos en la técnica reconocerán que la curva de número capilar para una aplicación dada dependerá de las propiedades del depósito y que cierto experimento puede requerirse para determinar el número capilar anterior cuyos beneficios se lograrán en una situación dada. Tal experimentación solamente puede ser necesaria si uno desea operar en los rangos menores de la curva del número capilar. El espíritu de esta invención no se basa en la operación de un valor numérico particular en la curva del número capilar, sino más bien en la relación general que incrementa el número capilar que tendería a reducir la saturación del agua residual . Cuando se discute en lo anterior, el método inventivo requiere un fluido secundario para formar una fase de desplazamiento en la región cerca del pozo (en aplicaciones por inyección, el solvente principal puede ser el fluido secundario) . Una característica del fluido secundario es su capacidad para formar una fase de desplazamiento con un número capilar relativamente elevado con agua, preferiblemente alrededor de 1 x 10~5, de mayor preferencia alrededor de 1 x 10"4, y aún de mayor preferencia alrededor de 1 x 10~3, en el ejemplo mostrado en la Figura 3. Esto da como resultado en una saturación del agua, Sw2, que es menor que la saturación del agua inicial, Sw? . Una vez que se reduce la saturación del agua, será un incremento correspondiente en permeabilidad a los fluidos no acuosos, que permite que los químicos de tratamiento obtengan una mayor movilidad que la que habrán tenido en la misma roca con la saturación del agua a S„? . La movilidad de los químicos de tratamiento es un beneficio significante, pero en algunos casos, el mayor beneficio puede ser la reducción de la interferencia física o química por el agua en los procesos de tratamiento . Al reducir la interferencia física por el agua el beneficio en varias consolidaciones de arena o tratamientos de asentamiento de polímero, en los cuales la efectividad de tratamiento se maximiza cuando se pone en contacto con la matriz del depósito que se mejora. El uso de varias modalidades descritas en lo anterior para reducir la saturación del agua mejoraría también la efectividad de o haría el tratamiento posible con químicos que tengan cierta incompatibilidad con el agua, si el resultado es una emulsión o simple dilución de la concentración de tratamiento deseado. En una modalidad preferida, el método inventivo disminuye la saturación del agua de la región cerca del pozo debajo de la que normalmente se logra durante un ciclo de solvente de unos procesos de WAG, e incrementa con esto la inyectividad del gas de solvente principal. El gas de solvente principal, como se utiliza en la presente, significa el gas de solvente utilizado para extraer petróleo de la roca del deposito. Aunque la modalidad preferida descrita es en referencia al petróleo crudo, el petróleo debe entenderse por incluir cualquier hidrocarburo líquido presente en una formación subterránea ya sea que se presente o no naturalmente en esa ubicación e incluye específicamente condensado, brea, cualesquier productos de liquefacción de carbono o gas, y cualquier producto de hidrocarburo que pueda ser almacenado bajo la tierra. De preferencia, el gas de solvente principal debe ser económico y de fácil disponibilidad comercial. Un fluido secundario, como se utiliza en la presente, significa el fluido utilizado para formar una fase de desplazamiento en la región cerca del pozo para desplazar agua de la región cerca del pozo al inicio del ciclo de gas de solvente principal. Sin embargo, como se discute más completamente a continuación, en ciertas aplicaciones, un fluido secundario puede ser el mismo que el gas de solvente principal cuando se utilizan los aditivos para cambiar las propiedades de fluido para incrementar el número capilar. Específicamente, el método inventivo incrementa la inyectividad de un solvente principal, Ipsg, incrementando su movilidad en la región cerca del pozo. En una situación de depósito dado, la inyectividad de un solvente, Ipsg, es proporcional a la movilidad relativa, Mpsg, de ese solvente. La movilidad relativa del solvente principal Mpsg, se define en la ecuación 3 a continuación: En donde Kpsg es la permeabilidad relativa del solvente principal y µpsg es la viscosidad del solvente principal. Por lo tanto, Mpsg puede incrementarse incrementando Kpsg y/o disminuyendo µpsg. Al desplazar el agua de la región cerca del pozo, que disminuye la saturación del agua, Sw, puede incrementar la Kpsg. En la Figura 1, la línea 2 punteada representa la relación general entre la saturación del agua y la permeabilidad relativa de solvente. La Figura 1, muestra que un cambio pequeño en la saturación del agua puede cambiar la permeabilidad relativa del solvente en forma importante. Con referencia a la Figura 1, por ejemplo, un Sw de 35% rinde un Kpsg de aproximadamente 0.15, mientras que un Sw de 30% rinde un Kpsg de aproximadamente 0.35. Está figura se incluye para los propósitos ilustrativos solamente y no se pretende definir o limitar alguna modalidad particular de esta invención. En la Figura 1, la línea continua 4 ilustra la relación general para la permeabilidad relativa al agua. Durante los procesos usuales de WAG, la saturación del agua S„? alrededor del pozo de inyección durante la inyección del gas de solvente típicamente está en el rango de aproximadamente 15% a aproximadamente 50%, iniciando tan alto como aproximadamente 65% a aproximadamente 95%. Al emplear el método inventivo, sin embargo, la saturación del agua puede disminuirse incrementando el NCA entre el agua y el gas de solvente principal o desplazando el fluido. Está saturación de agua inferior, Sw2 12 preferiblemente caería en un rango de aproximadamente 0% a aproximadamente 15%, como puede observase en la Figura 3, aunque cualquier reducción resultaría en la inyectividad de solvente principal mejorada. La Figura 3 muestra la saturación del agua residual Swt, que se puede lograr generalmente con un número capilar dado, que correspondería al potencial Sw2 en estas condiciones. Con referencia de nuevo a la Figura 1, se puede observar como tal reducción en Sw puede incrementar la permeabilidad relativa para el de gas de solvente principal Kpsg, casi tanto como un orden de magnitud. El método inventivo, por lo tanto, mejora la inyectividad del gas de solvente en un pozo de inyección incrementando la movilidad del gas de solvente en la región cerca del pozo. Al reducir la saturación del agua alrededor de la región cerca del pozo de Sw? a Sw2 incrementa la movilidad del gas de solvente. La saturación del agua se disminuye incrementando el número capilar de la fase de desplazamiento con respecto al agua relativa al número capilar del solvente principal con respecto al agua. Como se discute en lo anterior, el método inventivo requiere un fluido secundario para formar una fase de desplazamiento en la región cerca del pozo. En aplicaciones por inyectividad, una característica de fluido secundario es su capacidad para formar una fase de desplazamiento con un número capilar relativamente elevado con agua comparado con el número capilar para el gas de solvente principal y el agua. Por consiguiente, la fase de desplazamiento tiene un número capilar de NCA2, que es mayor que el número capilar para el gas de solvente principal, NCAI • Esto resulta en una saturación de agua, Sw2, que es menor que la saturación de agua inicial, y Sw? es menos que la saturación del agua que se puede lograr a través de la inyección de solvente principal. La mayoría de los fluidos secundarios tienen el beneficio adicional de eficiencia de dragado más grande que el gas de solvente principal solo, mejorando no sólo la saturación del agua de la porción de la formación en contacto, sino también incrementando el porcentaje volumétrico de la formación contactada. El gas de solvente principal entonces puede inyectarse en la formación para desplazar por lo menos una porción de fluido secundario. Una vez que se reduce la saturación del agua, será un incremento correspondiente en kpsg, que permite que el gas de solvente principal obtenga una mayor movilidad que la que tendría en la misma roca con la saturación del agua en S„?. Como se discute en lo anterior, tal incremento en la movilidad llevaría a un incremento en la inyectividad para el gas de solvente principal . Una primera modalidad del método inventivo involucra utilizar espumas para reducir la saturación del agua en la región cerca del pozo, mejorando con esto la inyectividad del gas. Bajo esta modalidad, una espuma opera como la fase de desplazamiento. Una espuma es una dispersión de fluido que comprende el volumen grande de gas de solvente en un volumen relativamente pequeño de líquido. La espuma se forma inyectando un agente espumante o solución de tensioactivo ya sea antes o simultáneamente con el gas de solvente secundario. El flujo de espuma se describe en términos de viscosidad efectiva, lo cual quiere decir que aunque los componentes de la espuma individualmente tengan bajas viscosidades, debido a la estructura laminar de la espuma incrementa a medida que se piensa que tiene una viscosidad mucho mayor. Con referencia a la viscosidad en la presente se entenderá incluir la viscosidad efectiva. Ya que la viscosidad efectiva de la espuma es mayor que la viscosidad del gas de solvente principal, y la tensión interfacial entre la espuma y el agua es generalmente mayor que el gas de solvente principal o casi el mismo que el número capilar, con la espuma NC 2? es mucho mayor que NCAI -Esto da como resultado en una saturación de agua, Sw2, que es menor que S„? . La Figura 4 muestra que la espuma que forma la solución del tensioactivo facilita la reducción de la saturación del agua, Sw. Con referencia a la Figura 4, la saturación 20 del agua se muestra como una función de los volúmenes de los espacios vacíos de los fluidos inyectados. Cuando C02 se inyectó sin la solución de tensioactivo (mostrada en el número de referencia 14) , la saturación del agua al inicio del ciclo fue 60% y sólo disminuyó a aproximadamente 40% con aproximadamente 1.6 volúmenes de espacios vacíos de la inyección de C02. Sin embargo, la solución de tensioactivo que después se inyectó (mostrada en el número de referencia 16) y C02 se inyectó nuevamente (con el número de referencia 18), la viscosidad medida del C02 como parte de la espuma fue significativamente mayor que antes de la inyección de la solución de tensioactivo. Esta espuma de viscosidad efectiva elevada desplazó agua y la saturación del agua disminuyó de aproximadamente 60% a aproximadamente 25% después de la inyección del mismo volumen de C02 como en el caso original. La viscosidad elevada de la espuma de la tensión interfacial reducida entre la espuma y el agua permitió a la espuma desplazar significativamente más agua que el C02 sólo. Una vez que el Sw2 es menor que Swl, la permeabilidad relativa para el gas de solvente principal incrementará. Después de que la espuma se disipa en la viscosidad efectiva de la fase de desplazamiento disminuye, la movilidad del gas del gas de solvente principal se incrementa a un valor M2 que es mayor que la movilidad Mi, el gas de solvente principal puede haber estado en el depósito con saturación de agua inicial Swi. Por consiguiente, la inyectividad para el gas de solvente principal incrementará en proporción con este incremento en la movilidad. Después de que se ha formado la espuma y desplazado el agua para reducir la saturación del agua Sw, en la región cerca del pozo, una reducción en la viscosidad efectiva de la espuma se requiere para permitir un incremento en la movilidad para el gas de solvente principal. Tal reducción puede lograrse permitiendo y provocando que la espuma se descomponga. El tiempo requerido para cada disipación y el método por el cual la espuma se disipa puede variar dependiendo de la aplicación. De preferencia, la espuma disipará en el rango de 1 a 48 horas la mayoría de las aplicaciones. La cantidad de la disipación de espuma requerida se determina por el incremento en la movilidad del gas de solvente principal deseada. Sin embargo, en la mayoría de las aplicaciones del método inventivo utilizando una espuma de la fase de desplazamiento, la espuma necesitará disipar hasta un punto en que produzca un valor de movilidad para el gas de solvente principal que es mayor que el que habría tenido sin utilizar una fase de desplazamiento de la espuma para disminuir la saturación del agua. Como se menciona en lo anterior, una variedad de métodos de disipación de espuma puede emplearse. Un método de disipación de espuma es para permitir que la espuma se disipe naturalmente. La disipación de espuma natural significa que las lamelares de pelicula delgada de la espuma se quiebran provocando que la viscosidad efectiva de la espuma se disminuya. D'Souza observó este efecto en la Patente Norteamericana 5,193,617 y describió un método para solucionar los efectos de las disipaciones de espuma natural. Para reducir el efecto de disipación de espuma natural, D'Souza recomendó inyectar microtrozos de una solución de tensioactivo para mantener la inyectividad baja observada cuando la espuma se forma en el depósito. La vida efectiva de la espuma en el depósito se extiende con esto. El método inventivo descrito en la presente, sin embargo, requiere por lo menos la disipación parcial de la espuma para mejorar cualquier inyectividad del gas de solvente subsecuente.
Un efecto similar se ha observado por W. R. Rossen et al. (citado en lo anterior) en los procesos de SAG. Observaron que el impacto benéfico de la descomposición de la espuma en el área cerca del pozo durante un proyecto de inundación de espuma. El impacto benéfico observado fue después de la inyección de 0.6 o más volúmenes de espacios vacíos del gas de solvente, lo cual es consistente con el beneficio de inyectividad de la inyección de solvente a largo plazo en los procesos de WAG e indica que mucho más beneficio está disponible al aplicar el proceso inventivo. Existen dos secuencias en las cuales la espuma puede disiparse naturalmente bajo el método inventivo. Una secuencia es para la espuma disiparse antes de que el gas de solvente principal sea inyectado. En este método, la espuma se disipará en presencia del fluido secundario. Una segunda secuencia es para la espuma disiparse después de que el gas de solvente principal de inyección sea resumido. También, renombrar la discusión previa que en ciertas aplicaciones, del solvente principal y el secundario pueden ser el mismo, aunque sin embargo, cualquiera de estas secuencias puede aplicarse . Un segundo método de disipación de espuma involucra inducir o acelerar la disipación de la espuma. De preferencia, la disipación de la espuma se acelera utilizando una espuma inestable. Una espuma inestable es espuma que tiene un tiempo de vida corto, como en la situación donde el tensioactivo se seleccionó basado en una degradación rápida en las condiciones del depósito. Ya que el tensioactivo actúa como un agente espumante, la espuma naturalmente se descompondrá a medida que el tensioactivo se degrada. Por ejemplo, tal espuma tendría un tiempo de vida de aproximadamente una a tanto como alrededor de cuarenta ocho horas, mientras una espuma naturalmente estable en forma típica tiene un tiempo de vida que excede de las cuarenta y ocho horas. Sin embargo, inyectar un agente de descomposición de espuma en el solvente principal o secundario puede acelerar la disipación de cualquiera de las espumas naturalmente estables o inestables. En ciertas aplicaciones, puede ser preferible inducir la disipación de la espuma inyectando un solvente principal o secundario con o sin un agente de descomposición de espuma tal como alcohol (por ejemplo metal) o un ácido (por ejemplo ácido cloríhidrico) . Otros agentes de descomposición de espuma se conocen en la técnica. Alternativamente, el agente de descomposición de espuma puede inyectarse en la formación en forma separada. El método inventivo que utiliza la espuma confía en la capacidad de la espuma para desplazar eficientemente el agua debido a la viscosidad elevada de la espuma y la atención interfacial inferior. La Figura 4 muestra datos de inundación de núcleo en laboratorio que demuestran que las saturaciones de agua finales que utilizan la inyección 18 de espuma son menores que después de la inyección de gas sin tensioactivo 14 presente. El agua se desplaza más eficientemente ya que el tensioactivo interactúa con el gas disolvente en la espuma para formar las películas delgadas que retardan el flujo del solvente. La viscosidad efectiva más alta resultante lleva a un desplazamiento más favorable del agua desde la región del tensioactivo contactado. Una vez que se reduce la saturación del agua alrededor del pozo, la espuma se disipará, si se designa apropiadamente, llevando la saturación del gas más alta en el depósito que la que estuvo presente antes de aplicar el método inventivo. En la disminución de la saturación del agua alrededor del pozo de inyección lleva a permeabilidades relativas de gas elevadas, como se observa en la Figura 1, llevando a las inyectividades de gas de solvente mejoradas. Aunque la espuma tendrá un efecto negativo en la inyectividad del gas de solvente principal durante un tiempo breve, este efecto será insignificante si el periodo de inyección del gas de solvente principal es de duración suficiente y la espuma se disipa en un tiempo lo suficientemente corto. Una vez que se disipa la espuma sustancialmente, la permeabilidad relativa del solvente principal se habrá incrementado y una inyectividad del gas de solvente principal mejorada puede realizarse. Como se ha descrito en lo anterior, tal disipación de espuma puede acelerarse utilizando un tensioactivo, que se descompone en condiciones en la región cerca del pozo, de manera que la espuma se disipa a medida que se degrada el tensioactivo. Alternativamente, una estructura de tensioactivo más estable que rinde una espuma inestable en saturaciones de agua moderadas puede utilizarse. Una tercera alternativa es utilizar un aditivo que destruya ya sea el tensioactivo o la estructura de espuma. Otra modalidad del método inventivo involucra inyectar un fluido secundario sin una solución de tensioactivo para formar una fase de desplazamiento. El fluido secundario tendría una tensión interfacial menor que el agua alrededor del barreno que el gas de solvente principal y/o tendría una viscosidad más alta que el gas de solvente principal. Un cambio en el número capilar del múltiplo de aproximadamente cinco o diez podría tener un impacto significante en las saturaciones residuales 12
(Figura 3) dependiendo de donde caen en la curva del primero y segundo números capilares. Por ejemplo, tal fluido secundario puede ser un hidrocarburo polar tal como un alcohol o cetona que pueda desplazar el agua y después desplazarse a sí misma por el gas de solvente principal. Un fluido con una viscosidad que es mayor significativamente que y de preferencia por lo menos dos veces la viscosidad del agua en la región cerca del pozo también tendría un impacto benéfico en la relación del miembro capilar. Este fluido puede ser un fluido no acuoso con un aditivo que incremente la viscosidad de la fase de desplazamiento. Utilizando conceptos similares a aquellos actualmente utilizados en la tecnología de fracturación, la viscosidad puede reducirse después del desplazamiento del agua, ya sea a través de la descomposición en las condiciones del depósito o a través de una inyección de otro compuesto en la región cerca del pozo para facilitar la reducción de viscosidad. Reducir la viscosidad de la fase de desplazamiento siguiendo el desplazamiento del agua puede ser necesario para el éxito de las operaciones subsecuentes tales como la inyección del gas. Una disminución en la saturación del agua a Sw2 y correspondiente al incremento en movilidad a M2 para el gas de solvente principal se afectará a través de un número capilar mayor, NCA2. Por consiguiente, un incremento en la inyectividad para el gas de solvente principal se obtiene. Sí el gas de solvente principal es miscible con el fluido secundario, un número capilar favorable entonces proporciona el desplazamiento efectivo del fluido secundario por el gas de solvente principal en las operaciones de inyección de gas . Una tercera modalidad del método inventivo es inyectar una solución de tensioactivo acuosa o no acuosa con el fluido secundario. La solución tensioactiva puede ser inyectada antes de la inyección del fluido secundario o simultáneamente con un fluido secundario. La combinación del fluido secundario y la solución de tensioactivo formará la fase de desplazamiento. La solución de tensioactivo disminuirá la tensión interfacial entre la fase de desplazamiento y el agua, IFTDP.H2OA alrededor de la región cerca del pozo. Como resultado de la tensión interfacial reducida, la solución de tensioactivo/fase de fluido secundario tendrá un número capilar, NCA2? que es mayor que el número capilar para el gas de solvente principal, NCAI • El fluido secundario entonces es capaz de desplazar más efectivamente el agua (lo cual ahora también puede contener parte de la solución de tensioactivo sí se utiliza un tensioactivo acuoso) . Esto da como resultado en una saturación del agua, Sw2, que es menor que S„? . El fluido secundario entonces se desplaza por lo menos parcialmente desde la región cerca del pozo. Ya que la saturación del agua nueva, Sw2, es menor que la saturación del agua inicial, Sw?, la permeabilidad relativa para el gas de solvente principal, kpsg, incrementará. Por lo tanto, la movilidad del gas de solvente principal incrementará a una movilidad, M2, que es mayor que la movilidad que habría tenido la misma formación con la saturación del agua en S„? . Por consiguiente, un incremento en la inyectividad para el gas de solvente principal se obtiene. Además, las modalidades anteriores del método inventivo pueden implementarse utilizando el mismo gas de solvente tanto para el gas de solvente principal como para el secundario. En tal caso, la fase de desplazamiento puede estar comprendida de gas de solvente y un tensioactivo que tendrá un número capilar que es mayor que el número capilar del gas del solvente sin la solución de tensioactivo. La segunda y tercera modalidades descritas en lo anterior también pueden utilizarse para desplazar el fluido secundario con el gas de solvente principal, si el fluido secundario es miscible sustancialmente con el gas de solvente principal o no. De preferencia, sustancialmente todo el fluido secundario se desplaza desde la región cerca del pozo. Si embargo, un incremento en la movilidad del gas de solvente principal se obtendrá con la condición de que exista cierta disminución en la saturación del agua y por lo menos una porción del fluido secundario sea desplazada. Aunque las modalidades discutidas en lo anterior se relacionan principalmente a los efectos benéficos del proceso inventivo cuando se aplica con los procesos de recuperación terciarios de WAG, no debe interpretarse que limitan la invención reivindicada lo cual se puede aplicar a cualquier situación en cuya reducción de la saturación del agua en la región cerca del pozo sea benéfica. El criterio para la selección del fluido secundario se ha proporcionado y aquellos expertos en la técnica reconocerán que muchos fluidos específicamente no mencionados en los ejemplos serán equivalentes en función para los propósitos de esta invención.