MXPA02004535A

MXPA02004535A - Recuperacion acrecentada de petroleo mejorada.

Info

Publication number: MXPA02004535A
Application number: MXPA02004535A
Authority: MX
Inventors: Ramachandran Ramakrishnan
Original assignee: Boc Group Inc
Priority date: 2001-05-16
Filing date: 2002-05-07
Publication date: 2004-07-16
Also published as: US20030037928A1; CN1385595A; AU4058402A; CA2384612A1; EP1258595A2; EP1258595A3

Abstract

Se describe un metodo para acrecentar la recuperacion de petroleo a partir de formaciones subterraneas. Una mezcla de gas que contiene mas del 50% en volumen de dioxido de carbono, el resto siendo un gas inerte, se inyecta en la formacion subterranea para reducir la viscosidad y tension superficial del petroleo y aumentar el hinchamiento del petroleo. De preferencia, la mezcla de gas contiene mas del 60% en volumen de dioxido de carbono con una mezcla de gas que contiene mas de 70% en volumen de dioxido de carbono siendo preferida.

Description

RECUPERACIÓN ACRECENTADA DE PETRÓLEO MEJORADA CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención proporciona un método para aumentar la recuperación de petróleo a partir de formaciones subterráneas. Más particularmente, la presente invención proporciona medios para inyectar hacia el petróleo en la formación subterránea una mezcla de gas que contiene cuando menos 50% en volumen de dióxido de carbono y el resto nitrógeno u otro gas inerte.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN El petróleo o gas y cualquier agua que está contenido en la roca porosa que rodea al petróleo o gas en un depósito o formación están típicamente bajo presión debido al paso del material arriba de los mismos. Como tal, se moverán a una área de presión inferior y elevación superior tal como la cabeza de pozo. Después de que se ha liberado algo de presión, el petróleo todavía puede fluir a la superficie pero lo hace más lentamente. Este movimiento se puede ayudar mediante una bomba mecánica tal como las bombas para levantar se que ven f ecuentemente. Estos procesos se denominan típicamente como recuperación de petróleo primaria. De manera típica, menos del 50% del petróleo en la formación de petróleo se recupera mediante técnicas primarias. La recuperación se puede incrementar siguiendo métodos de recuperación acrecentada de petróleo (EOR) . De manera típica, estos métodos están divididos en dos grupos: secundario y terciario. La EOR secundaria generalmente se refiere a bombear un fluido, ya sea líquido o gas, hacia la tierra para acumular presión que se disipó durante la recuperación primaria. El más común de estos métodos es inyectar agua y se denomina sencillamente una inundación con agua . Los esquemas de recuperación terciaria utilizan típicamente interacciones o calor para reducir la viscosidad del petróleo de manera que el petróleo fluya más libremente o cambiar las propiedades de la interfaz entre el petróleo y los poros de roca circundantes, de manera que el petróleo pueda fluir fuera de los poros pequeños en la roca y entrar a canales mayores en donde el petróleo se puede barrer mediante un fluido de impulsión o mover mediante gradiente de presión a un pozo de producción. El petróleo también se puede hinchar de manera que una porción del petróleo salga de los poros pequeños hacia los canales o poros mayores en la roca. Son típicos de estos procesos la inyección de vapor, la inyección de fluido miscible y la inyección de agente tensioactivo . Las técnicas térmicas que emplean vapor se pueden utilizar en un esquema de pozo a pozo o también en una técnica de un solo pozo que se conoce como el método de soplado y resoplado. En este método, el vapor se inyecta a través de un pozo en una cantidad suficiente para calentar la formación subterránea que contiene hidrocarburo en la cercanía del pozo. El pozo luego se cierra durante un período de remojo después del cual se pone en producción. Después de que la producción ha declinado, se puede emplear nuevamente el método de soplado y resoplado en el mismo pozo para estimular de nuevo la producción. El uso de dióxido de carbono y su inyección hacia depósitos de petróleo se conoce para aumento de producción de pozo a pozo y de un solo pozo. E dióxido de carbono se disuelve en el petróleo fácilmente y ocasiona que el petróleo se hinche y reduzca la viscosidad y tensión superficial del petróleo que a su vez conduce a recuperación adicional de petróleo. El dióxido de carbono también se puede emplear con vapor de modo que el vapor y el dióxido de carbono se inyectan ya sea simultáneamente o en secuencia, con frecuencia seguido por un período de remojo, seguido por una inyección adicional de dióxido de carbono u otros fluidos . E.U.A. 2,623,596 describe recuperación aumentada utilizando gases en un pozo de inyección con recuperación de petróleo de un pozo de producción separado. La recuperación aumentada utilizando C02 y mezclas de N2 se discute con datos presentados que muestran la recuperación de petróleo que aumenta monotóni camente como por ciento de C02 en la mezcla de gas se incrementa. Sin embargo, el dato presentad no demuestra los resultado cuando se emplea entre 85% de CO y 100% de C02. La Patente de E.U.A. 3,295,601 enseña que un tapón de gas que consiste en dióxido de carbono y gases de hidrocarburo, de preferencia de dos a cuatro átomos de carbono, o nitrógeno, aire, sulfuro de hidrógeno, gases de combustión y gases similares en una mezcla de gas, cuando se inyectan en un pozo, establece una zona de transición. Esta zona de transición es luego impulsada a través del pozo de inyección por un fluido de impulsión que producirá petróleo del estrato y reducirá la pulsación viscosa. El tapón de gas preferido consiste en 50% de dióxido de carbono y una concentración substancial de gases de hidrocarburo de C2 a C4 tal como 10 a 50% en volumen. Parece que el resto de los gases en esta mezcla de gas se seleccionan a partir del grupo que consiste en nitrógeno, aire, sulfuro de hidrógeno y gases de combustión y gases similares que formarían el resto en la composición de dióxido de carbono y gas de hidrocarburo de C2 a C4 , La Patente de E.U.A. 5,725,054 enseña un método para recuperar petróleo de una formación subterránea inyectando hacia el pozo una mezcla de gas que comprende dióxido de carbono y un gas seleccionado a partir del grupo que consiste en metano, nitrógeno y mezclas de los mismos. La mezcla de gas comprende alrededor de 5 a aproximadamente 50% en volumen de dióxido de carbono. Como se anota en los ejemplos, los porcentajes más elevados fueron 50% en volumen de dióxido de carbono. Los presentes inventores han descubierto que el uso de dióxido de carbono en porcentajes mayores del 50%, hasta el 99%, junto con nitrógeno u otro gas inerte como el resto de la mezcla de gas mejorará la producción de petróleo .

COMPENDIO DE LA INVENCIÓN La presente invención proporciona un método para aumentar la recuperación de petróleo de una formación subterránea que comprende inyectar hacia el petróleo una mezcla de gas que comprende cuando menos 50% en volumen de dióxido de carbono y un gas inerte. La presente invención proporciona además un método para aumentar la recuperación de petróleo de una formación subterránea que comprende inyectar hacia el petróleo una mezcla de gas que comprende dióxido de carbono y nitrógeno, en donde el dióxido de carbono está presente en la mezcla de gas en una cantidad de cuando menos 50% en volumen. Además, la presente invención proporcionará un método para reducir la viscosidad y tensión superficial asi como aumentar el volumen o hinchamiento del petróleo en una formación subterránea que comprende inyectar hacia el petróleo una mezcla de gas que comprende cuando menos 50% en volumen de dióxido de carbono y un gas inerte.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La Figura 1 es una representación gráfica del efecto del contenido de dióxido de carbono de gas en la viscosidad de petróleo de parafina. La Figura 2 es una representación gráfica del contenido de dióxido de carbono de gas en viscosidad de petróleo de nafteno. La Figura 3 es una representación gráfica del contenido de dióxido de carbono de gas en viscosidad de petróleo aromática. La Figura 4 es una representación gráfica del contenido de dióxido de carbono de gas en la tensión superficial de petróleo de parafina. La Figura 5 es una representación gráfica del contenido de dióxido de carbono de gas en la tensión superficial de petróleo de nafteno. La Figura 6 es una representación gráfica del contenido de dióxido de carbono de gas en la tensión superficial de petróleo aromático. La Figura 7 es una representación gráfica del contenido de dióxido de carbono de gas en la viscosidad de petróleo de parafina a diversas temperaturas. La Figura 8 es una representación gráfica del contenido de dióxido de carbono de gas en la tensión superficial de petróleo de parafina a diversas temperaturas. La Figura 9 es una representación gráfica del contenido de dióxido de carbono de gas en el volumen de petróleo de parafina a diversas temperaturas.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN La presente invención comprende un método para aumentar la recuperación de petróleo de una formación subterránea, que comprende inyectar hacia el petróleo una mezcla de gas que comprende cuando menos 50% en volumen de dióxido de carbono y un gas inerte. El gas inerte es de preferencia nitrógeno. Otros gases inertes tales como helio y argón también se pueden emplear. La presente invención también comprende un método para aumentar la recuperación de petróleo de una formación subterránea que comprende inyectar hacia el petróleo una mezcla de gas que comprende dióxido de carbono y nitrógeno. El dióxido de carbono está presente en la mezcla de gas en una cantidad de cuando menos 50% en volumen. La introducción de una combinación de dióxido de carbono y gas de nitrógeno a la formación proporciona una ventaja inesperada de viscosidad de petróleo inferior y tensión superficial inferior que la introducción de dióxido de carbono o nitrógeno solos. Esto también proporcionará mayor hinchamiento de petróleo que el uso de dióxido de carbono o nitrógeno solos. El uso de nitrógeno añade una ventaja económica a la mezcla ya que existe el costo inferior a aquel del consumo de dióxido de carbono puro. Para propósitos de la presente invención, los solicitantes definen al petróleo como siendo un hidrocarburo que comprende constituyentes de parafina, aromáticos o de nafteno o mezclas de los mismos. La mezcla del dióxido de carbono y nitrógeno se inyectará hacia la formación que contiene el petróleo a una presión de 70.3 kilogramos por centímetro cuadrado a 1,406 kilogramos por centímetro cuadrado (100 libras por pulgada cuadrada a 20,000 libras por pulgada cuadrada) dependiendo de la profundidad del depósito de petróleo. Este método de inyección permite el uso del proceso de pozo a pozo WAG (agua alternando con gas) mediante el cual una inyección de gas es seguida por una inundación de agua para impulsar al petróleo y aumentar la producción en la cabeza de pozo. Este método de inyección también trabajará en un proceso y soplado y resoplado. En el proceso de soplado y resoplado, la mezcla se inyectaría a la formación. Luego la formación se sellaría permitiendo un período de remojo de prolongación de tiempo determinada, seguido por una recuperación de petróleo mejorada o período de producción . Las mezclas de dióxido de carbono y nitrógeno se pueden crear por cualesquiera medios. De preferencia, una corriente rica en dióxido de carbono y un vapor rico en nitrógeno se combinan o un hidrocarburo se combustiona utilizando aire o aire enriquecido con oxígeno para producir el dióxido de carbono. Los presentes inventores aseveran que además de nitrógeno, otros gases inertes, cuando se combinan con dióxido de carbono en una relación óptima, reducirán al mínimo la viscosidad de petróleo y la tensión superficial mientras que se aumenta el hinchamiento .

Un medio para producir la corriente de gas rica en dióxido de carbono involucra el uso de una planta de energía o planta de cogeneración en o cerca del sitio de pozo. El aire enriquecido con oxígeno y el hidrocarburo se combustionan para generar energía y gas rico en dióxido de carbono. La energía se utiliza para operar una planta de separación de aire que proporciona el oxígeno para el enriquecimiento de oxígeno de la planta de energía o cogeneración. El nitrógeno y/o vapor adicional producido también se puede utilizar para aumentar la recuperación de petróleo colocando estos materiales en un pozo de inyección ya sea individualmente o en combinación con la corriente de gas rica en dióxido de carbono. La combinación de calor y dióxido de carbono puede mejorar adi cionalmente la recuperación y poco dióxido de carbono se perdería a la fase acuosa como resul tado . Otro medio para producir el dióxido de carbono es mediante inyección de oxígeno puro, aire enriquecido con oxígeno o aire del fondo del pozo. Para pozos que son suficientemente profundos, la temperatura será suficiente para sostener la combustión y producir dióxido de carbono. Por ejemplo, un pozo de 2,438.40 metros (8000 pies) de profundidad puede tener una temperatura de 149aC (300aF) que es suficientemente caliente para producir el dióxido de carbono necesario para la recuperación aumentada de petróleo. En una modalidad preferida de la presente invención, una mezcla de dióxido de dióxido y nitrógeno con el dióxido de carbono presente mayor del 50% en volumen se inyecta hacia la formación en o cerca del pozo de producción optimizando la composición de la mezcla de gas. Debido a los regímenes variados en la admisión de dióxido de carbono y nitrógeno, se puede una composición casi óptima en la formación en esa ubicación de inyección. Una segunda mezcla de dióxido de carbono y nitrógeno entonces se inyectaría a través de los pozo(s) de inyección ubicados a una distancia del pozo en producción. La composición de esta mezcla de gas sería tal que la viscosidad y tensión superficial del petróleo es superior que aquella del petróleo cerca o en el pozo en producción pero todavía reducida en comparación con el petróleo no tratado. El gas se puede alimentar continuamente a los pozos de inyección o los pozos se pueden cerrar durante un período de cuando menos un día para facilitar la admisión del gas por el petróleo. El petróleo es impulsado al pozo en producción y la pulsación o desviación del gas a través del petróleo se reduce al mínimo como resultado. En esta modalidad preferida, más de un punto de inyección remoto se puede emplear de modo que la viscosidad y la tensión superficial del petróleo en el punto de inyección remoto se hace superior con cada punto de inyección más lejos del punto de inyección de cabeza de pozo optimizando el contenido de la mezcla de gas de dióxido de carbono y nitrógeno, Consecuentemente, el contenido de nitrógeno de la mezcla de gas aumentará a medida que se inyecta la mezcla adicionalmente desde el pozo en producción. Este gradiente resultará en una elevación del contenido de dióxido de carbono por encima del 50% en volumen a medida que se inyecta en puntos que en secuencia se acercan más al pozo en producción. En esta modalidad, un uso posterior posiblemente intermitente de inundación de dióxido de carbono, inundación de nitrógeno o inundación de agua para impulsar al petróleo al pozo en producción podría mejorar adicionalmente los rendimientos. Una composición preferida para uso en los métodos de la presente invención es aquella de cuando menos 50% en volumen de dióxido de carbono, el resto siendo nitrógeno u otro gas inerte incluyendo helio, argón o vapor. En una modalidad más preferida, más del 60% de dióxido de carbono en volumen con el resto siendo gases inertes comprendería la mezcla gaseosa. En la modalidad más preferida, más del 75% en volumen de la mezcla de gas sería dióxido de carbono y el resto siendo gases inertes. En una modalidad adicionales, los hidrocarburos se pueden agregar a las composiciones arriba descritas, Estos hidrocarburos, tales como metano, etano y propano pueden venir de fuentes tradicionales pero también pueden venir del gas asociado producido durante la producción de petróleo. Los hidrocarburos se pueden separar del petróleo y inyectar nuevamente hacia la tierra o se puede separar del petróleo e inyectarse nuevamente hacia la tierra después de quemar una porción del hidrocarburo en aire, oxígeno o aire enriquecido con oxígeno.

EJEMPLOS Tres petróleos modelo se estudiaron para explorar el potencial de mezclas de dióxido de carbono y nitrógeno para recuperación de petróleo acrecentada. Se desarrolló una simulación basada en la ecuación de Peng-Robinson de estado para equilibrio de vapor-líquido, el modelo Twu para viscosidad de fase líquida y una forma modificada de ecuación de Brock y Bird para tensión superficial. Los tres petróleos empleados en este estudio fueron d© tipo de parafina, nafteno y aromático. Una mezcla de gas de dióxido de carbono y nitrógeno con un régimen de uso de 1 mol por mol de petróleo se supuso y se añadió una cantidad pequeña de agua a la mezcla puesto que típicamente las operaciones de inundación de dióxido de carbono siguen procedimientos de inundación con agua o se conducen como en el método WAG alternativamente con inundación con agua. la cantidad de agua se basó en 20% de saturación para un petróleo típico. Las presiones en la escala de 105.45 kg/cm2 absoluta a 175.75 kg/cm2 absoluta (1.500 a 2,500 libras por pulgada cuadrada absoluta) y temperaturas en la escala de 242C a 93SC (75BF a 200aF) se estudiaron. Como se muestra en las Figuras 1, 2 y 3, y los Cuadros 1, 2 y 3, la relación de una viscosidad de petróleo de parafina, nafteno y aromático a 242C (759F) al porcentaje de dióxido de carbono en la mezcla de gas de recuperación de petróleo se demuestra. Se puede ver que más del 50% de dióxido de carbono en la mezcla de gas es ventajoso al reducir la viscosidad de petróleo con relación al uso de 100% de dióxido de carbono.

Cuadro 1. Efecto de Contenido de C02 de Gas sobre la Viscosidad de Petróleo de Parafina a Diversas Presiones y 249C ( 75eF) .

Contenido de Viscosidad de Viscosidad de Viscosidad de gas de C02 Petróleo a Petróleo a Petróleo a (%) 105.45 kg/cm2 1 0.60 kg/cmz 175.75 kg/cm2 (1500 psia) (2000 psia) (2500 psia) 1 :CP) (CP) (cP) 0 0 592 0. 571 0 .552 25 0 .557 0 ,534 0 , 513 50 0. 515 0. 49 0 , 468 68 0 .478 0 ,453 0 .437 75 0 , .462 0. 443 0 .449 80 0 .45 0 , , 451 0 .457 85 0 , ,451 0. 46 0 .466 88 0 .456 0 , 465 0 .472 92 0 , 464 0. 472 0 .479 100 0 ,478 0. 487 0 .493 Cuadro 2. Efecto de Contenido de C02 de Gas sobre Viscosidad de Petróleo de Nafteno a Diversas Presiones y 24SC (75SF) Contenido de Viscosidad de Viscosidad de Viscosidad gas C02 Petróleo a Petróleo a Petróleo a (¾) 105.45 kg/cm2 140.60 kg/cm2 175.75 kg/c (1500 psia) (2000 psia) (2500 psia) (cP) (cP) (cP) 0 1.93 1.87 1.82 25 1.69 1.62 1.57 50 1.44 1.38 1.32 68 1.26 1.19 1.14 75 1.18 1.12 1.07 80 12 1.06 1.02 85 06 1.01 0.997 88 02 0.993 1.01 92 986 1.01 1.02 100 02 1.04 1.05 Cuadro 3. Efecto de Contenido de C02 de Gas sobre Viscosidad de Petróleo Aromático a Diversas Presiones y 24aC (75QF) Contenido de Viscosidad de Viscosidad de Viscosidad de gas de C02 Petróleo a Petróleo a Petróleo a (%) 105.45 kg/cm2 140.60 kg/cm2 175.75 kg/cm2 (1500 psia) (2000 psia) (2500 psia) (cP) (CP) [CP) 0 0 , 827 0.811 0 797 25 0.7566 0.738 0 , 722 50 0.679 0.658 0 .642 68 0.615 0.595 0 .578 75 0.587 0.567 0 .552 80 0.566 0.547 0 .532 85 0.544 0.526 0 .512 88 0.529 0.512 0 .519 92 0.51 0.52 0 .527 100 0.527 0.537 0 .544 Las Figuras 4, 5 y 6 y los Cuadros 4, 5 y muestran la relación de una tensión superficial de petróleo de paraíina, nafteno y aromático a 24SC (75eF) al porcentaje de dióxido de carbono y la mezcla de gas de recuperación de petróleo para tres diferentes presiones. Como se puede ver en las Figuras 4, 5 y 6, más del 60% de dióxido de carbono en la mezcla de gas es ventajoso al reducir la tensión superficial en comparación con el uso de dióxido de carbono puro.

Cuadro 4. Efecto de Contenido de Gas de C02 sobre Tensión Superficial de Petróleo de Parafina a Diversas Presiones y 24eC (752F) Contenido de Tensión Super- Tensión Super- Tensión Super-gas de C02 ficial a ficial a ficial a :¾) 105,45 kg/cm2 140.60 kg/cm2 175.75 kg/cm2 (1500 psia) 2000 psia) (2500 psia) ( dina/cm) (dina/cm ; ( dina/cm) o 19 .22 18.39 17.65 25 17 .1 16.19 15.41 50 14 .93 13.99 13.21 68 13 .27 12 , 35 11.8 75 12. , 59 11.86 11.86 80 12 .09 11.91 11.9 85 11 .96 11.95 11.95 88 11 .98 11.98 11.98 92 12. 02 12.02 12.02 100 12 .09 12.1 12.1 Cuadro 5. Efecto de Contenido de Gas de C02 Sobre Tensión Superficial de Petróleo de Nafteno a Diversas Presiones y 242C (75aF) Contenido de Tensión Super- Tensión SuperTensión Supergas de C02 ficial a ficial a ficial a (%) 105.45 kg/cm2 140 60 kg/cm2 175.75 kg/cm2 (1500 psia) (2000 psia) (2500 psia) ( dina/cm) (dina/cm) ( dina/cm) 0 29 .21 28 .56 27.96 25 26 .14 25 , .3 24.59 50 22 .93 21 .97 21.23 68 20 .4 19. 44 18.73 75 19 .34 18 .42 17.72 80 18 .53 17 .64 16.97 85 17 .69 16 .85 16.59 88 17. ,16 16 61 16.62 92 16 .65 16 .66 16.66 100 16. 72 16 , 73 16.73 Cuadro 6. Efecto de Contenido de Gas de C02 sobre Tensión Superficial de Petróleo Aromático a Diversas Presiones y 24°C (75°F) Contenido de Tensión Super- Tensión Super- Tensión Super gas de C02 ficial a ficial a ficial a ( ) 105.45 kg/cm2 140.60 kg/cm2 175.75 kg/cm2 (1500 psia) (2000 psia) (2500 psia) (dina/cm) (dina/cm) (dina/cm) 0 29.84 29.29 28.79 25 26.71 25.96 25.33 50 23.41 22.53 21.87 68 20. 81 19. 94 19 .28 75 19 .73 18 .87 ¦ 18 .25 80 18. 92 18 08 17 .48 85 18 .06 17 .28 16 .72 88 17 .52 16 77 16 .76 92 16 .8 16 8 16 .8 100 16. 86 16 86 16 .86 Las Figuras 7 y 8 y los Cuadros 7 y 8 muestran la relación de una viscosidad y tensión superficial de petróleo de parafina a diversas temperaturas al porcentaje de dióxido de carbono y la mezcla de gas de recuperación de petróleo. Como se demostró en los ejemplos anteriores, más del 50% de dióxido de carbono en la mezcla de gas es ventajoso en comparación con el uso de dióxido de carbono puro. La viscosidad de petróleo se reduce grandemente a alrededor de 70 a 80% de dióxido de carbono mientras que la tensión superficial permanece aproximadamente constante a las concentraciones superiores de dióxido de carbono.

Cuadro 7. Efecto de Contenido de Gas de C02 sobre Viscosidad de Petróleo de Parafina a Diversas Temperaturas y 140.60 kg/cm2 absoluta (2C00 psia) Contenido ViscosiViscosiViscosiViscosiViscoside gas de dad de dad de dad de dad de dad de C02 Petróleo Petróleo Petróleo Petróleo Petróleo a 24aC a 38eC a 52BC a 66°C a 93SC (75SF) ( 1009F) ( 125aF) ( 150aF) ( 200SF) (CP) (cP) (cP) (cP) (cP) 0 0.571 0.486 0.419 0.365 0.282 50 0.49 0.429 0.375 0.329 0.257 75 0.443 0.387 0.341 0.301 0 , 235 80 0.451 0.394 0.342 0.298 0.229 85 0.46 0.402 0.348 0.304 0.23 88 0.465 0.407 0.352 0.307 0.233 92 0.472 0.413 0.358 0.312 0.237 100 0.487 0.426 0.369 0.321 0.244 Cuadro 8. Efecto de Contenido de Gas de C02 sobre Tensión Superficial de Petróleo de Parafina a Diversas Temperaturas y 140.60 kg/cm2 absoluta (2000 psia) Contenido Tensión Tensión Tensión Tensión Tensión de gas de Super- SuperSuperSuper- SuperC02 f icial ficial ficial ficial f i cial (%) a 24aC a 38eC a 52QC a 66aC a 93aC ( dina/ (dina/ (dina/ (dina/ ( dina/ cm) cm) cm) cm) cm) 0 18 .39 17 .3 16.21 15.13 13 50 13 .99 12 .91 12.29 11.63 10.26 75 11 .86 10 .53 10.06 9.582 8.574 80 11 .91 10 .52 9.887 9.265 8.167 85 11 .95 10 .52 9.888 9.266 8 , 044 88 11 .98 10 .52 9.887 9.266 8.046 92 12.02 10.52 9.888 9.266 8.044 100 12.1 10.52 9.887 9.265 8.045 La Figura 8 y el Cuadro 9 muestran la relación de un volumen relativo de petróleo de parafina a diversas temperaturas en cuanto al porcentaje de dióxido de carbono en la mezcla de gas de recuperación de petróleo. El volumen relativo se toma en comparación con un volumen de petróleo convencional. Aproximadamente 70% a 99% de dióxido de carbono en la mezcla de gas es ventajoso en comparación con el uso de dióxido de carbono puro para llevar al máximo el hinchamiento en este caso. A medida que aumenta el hinchamiento del petróleo, el petróleo saldrá de los poros pequeños dentro de la formación subterránea y se puede barrer o impulsar al pozo de producción mediante el uso de diversas técnicas de inundación .

Cuadro 9. Efecto de Contenido de Gas de C02 en Volumen Relativo de Petróleo de Parafina a Diversas Temperaturas y 140.60 kg/cm2 absoluta* (2000 psia) a4u* v« -¾S-.r, Contenido Volumen Volumen Volumen Volumen Volumen de gas de relatirelatirelati- relati- relati¬ C02 vo ) de vo de vc ) de vc ) de vo de Petróleo Petróleo Petróleo Petróleo Petróleo (¾) a 24BC a 389C a 529C a 66SC a 93SC ( 75°F) ( 1002F) ( 125eF) (150ifF) ( 2002F) 0 1. 036 1 .053 1. 071 1. 090 1 .131 50 1. 118 1 .135 1. 154 1. 176 1 .235 75 1. 193 1 .222 1. 244 1. 27 1 .353 80 1. 188 1 .217 1. 249 1. 287 1 .392 85 1. 183 1 .211 1. 243 1. 280 1 .398 88 1. 179 1 .207 1. 239 1. 276 1 .391 92 1. 175 1 .203 1. 234 1. 271 1 .383 100 1. 167 1 .194 1. 224 1. 261 1 .366 *E1 volumen relativo es en comparación con un volumen petróleo convencional Aún cuando esta invención se ha descrito respecto a modalidades particulares de la misma, es evidente que numerosas formas distintas y modificaciones de la invención serán evidentes a aquellos expertos en el ramo. Las reivindicaciones anexas de esta invención generalmente debe considerarse que cubren todas estas formas y modificaciones evidentes que están dentro del verdadero espíritu y alcance de la presente invención.

Claims

REIVINDICACIONES

1. - Un método para aumentar la recuperación de petróleo a partir de una formación subterránea, que comprende inyectar al petróleo una mezcla de gas que comprende cuando menos 50% en volumen de dióxido de carbono .

2. - El método de conformidad con la reivindicación l, en donde el resto de la mezcla de gas se selecciona a partir del grupo que consiste en un gas inerte, mezclas de gases inertes seleccionadas del grupo que consiste en nitrógeno, helio y argón; hidrocarburos, vapor, aire o mezclas de estos.

3. - El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde la mezcla de gas se inyecta hacia el petróleo en la cabeza de pozo.

4. - El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde la mezcla de gas se inyecta hacia una sola cabeza de pozo de producción.

5. - El método de conformidad con la reivindicación 4, en donde la inyección es cíclica,

6. - El método de conformidad con la reivindicación 4, en donde la mezcla de gas se inyecta hacia un pozo de inyección diferente a la cabeza de pozo de producción .

7. - El método de conformidad con la reivindicación 6, en donde la mezcla de gas se inyecta en un patrón alterno con un fluido de impulsión.

8. - El método de conformidad con la reivindicación 7, en donde el fluido de impulsión se selecciona a partir del grupo que consiste en vapor, agua, nitrógeno, dióxido de carbono y aire.

9. - El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde la mezcla de gas se inyecta hacia el petróleo a una presión que varia de alrededor de 7.03 kg/cm2 a aproximadamente 1,406.00 kg/cm2 (100 psi a aproximadamente 20,000 psi).

10. - El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde después de la inyección de la mezcla de gas, la formación subterránea se sella durante cuando menos un día. 11 - El método de conformidad con la reivindicación 10, en donde la formación subterránea sellada se abre y una inundación de un material seleccionado a partir del grupo que consiste en dióxido de carbono, nitrógeno, agua o salmuera se impulsa a través del punto de inyección . 12.- El método de conformidad con la reivindicación 9, en donde la mezcla de gas se inyecta hacia la formación subterránea en cuando menos dos puntos de inyección distintos, en donde el porcentaje en volumen de nitrógeno en la mezcla es superior en el segundo punto de inyección que en el primer punto de inyección y el primer punto de inyección está más cerca al cuando menos un pozo de producción que el segundo punto de inyección. 13.- El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde la mezcla de gas reduce adicionalmente la viscosidad y la tensión superficial del petróleo en la formación subterránea .