MXPA06014207A

MXPA06014207A - Proceso mejorado de combustion de campo petrolero en el lugar de origen.

Info

Publication number: MXPA06014207A
Application number: MXPA06014207A
Authority: MX
Inventors: Conrad Ayasse
Original assignee: Archon Technologies Ltd
Priority date: 2004-06-07
Filing date: 2005-06-07
Publication date: 2007-05-04
Also published as: GB2430954A; WO2005121504A1; CN1993534B; RU2007100150A; RU2360105C2; AR050826A1; US20080066907A1; PE20060517A1; CA2569676A1; AU2005252272A1; CN102128020A; AR088545A2; CA2569676C; ECSP088779A; GB0624477D0; HK1109438A1; RO123558B1; CN1993534A; GB2430954B; CU20060240A7

Abstract

Un metodo de recuperacion de petroleo en un proceso de combustion de punta-a-talon en el lugar de origen de yacimientos subterraneos de petroleo, tiene al menos un pozo de inyeccion para la introduccion de gas oxidante dentro del yacimiento subterraneo y un pozo de extraccion que tiene un montante sustancialmente horizontal y un pozo de extraccion sustancialmente vertical conectado con el mismo, en donde el montante sustancialmente horizontal se extiende hacia el pozo de inyeccion, el montante horizontal tiene una porcion de talon en la proximidad de su conexion con el pozo vertical de extraccion y una porcion de punta en el extremo opuesto del montante horizontal proximo al pozo de inyeccion. La mejora comprende ya sea en i) proporcionar un entubado en el interior del pozo de extraccion e inyectar vapor o agua dentro de la porcion de montante horizontal por medio del entubado, de modo que el vapor/agua sea transportado hacia la porcion de punta, ii) inyectar vapor/agua dentro del pozo de inyeccion ademas del gas oxidante, o iii) proporcionar y realizar ambas de las etapas i) e ii).

Description

PROCESO MEJORADO DE COMBUSTIÓN DE CAMPO PETROLERO EN EL LUGAR DE ORIGEN Campo de la Invención Esta invención se refiere a un proceso para la seguridad y productividad mejoradas cuando se emprende la recuperación de petróleo a partir de un depósito de petróleo subterráneo a través del proceso de combustión en el lugar de origen de punta-a-talón que emplea pozos horizontales de extracción, tal como se describe en las Patentes de los Estados Unidos Nos. 5, 626,191 y 6, 412,557. Antecedentes de la Invención Las Patentes de los Estados Unidos Nos. 5, 626,191 y 6, 412,557, que se incorporan en la presente en su totalidad, describen procesos de combustión en el lugar de origen para la extracción de petróleo a partir de un depósito de petróleo subterráneo (100) utilizando un pozo de inyección (102) colocado relativamente alto en un depósito de petróleo (100) y un pozo de extracción (103-106) completado que se encuentra relativamente bajo en el depósito (100) . El pozo de extracción tiene un estemple o montante horizontal (107) orientado en una dirección generalmente perpendicular a una parte frontal de combustión vertical que se extiende generalmente lineal y lateral propagada desde el pozo de inyección (102). El estemple o montante (107) es situado en la trayectoria de la REF.178251 parte frontal de combustión de avance. El aire, u otro gas oxidante, tal como aire enriquecido con oxígeno, es inyectado a través de los pozos 102, los cuales podrían ser pozos verticales, pozos horizontales o combinaciones de estos pozos. El proceso de la Patente de los Estados Unidos No. 5, 626,191 es denominado "THAI™" , un acrónimo para el proceso de "inyección de aire de la punta-al-talón" y el proceso de la Patente de los Estados Unidos 6, 412,557 es llamado "Capri™", las marcas registradas están en posesión de Archon Technologies Ltd. , una subsidiaria de Petrobank Energy and Resources Ltd., Calgary, Alberta, Canadá. De interés es la seguridad de los procesos THAI™ y Capri™ con respecto a la entrada de oxígeno en el pozo horizontal, lo cual provocaría el quemado del petróleo en el pozo y las temperaturas extremadamente altas que destruirían el pozo. Esta saturación de oxígeno no ocurriría si las velocidades de inyección fueran mantenidas bajas, no obstante, las altas velocidades de inyección son muy deseables con el fin de mantener altas velocidades de extracción de petróleo y un alto flujo de oxígeno en la parte frontal de la combustión. Un alto flujo de oxígeno es conocido porque mantiene la combustión en el modo de oxidación de alta temperatura (HTO) , consiguiendo temperaturas más grandes de 350° y la combustión del combustible sustancialmente en dióxido de carbono. En un bajo flujo de oxígeno, se presenta la oxidación de baja temperatura (LTO) y las temperaturas no exceden aproximadamente de 350° C. En el modo LTO, el oxígeno se incorpora en las moléculas orgánicas formando compuestos polares que estabilizan las emulsiones perjudiciales de agua-petróleo y aceleran la corrosión debido a la formación de ácidos carboxílicos. En conclusión, el uso de velocidades relativamente bajas de inyección del oxidante no es un método aceptable para evitar la combustión en el pozo o perforación horizontal . Lo que se requiere es un método que incremente la velocidad de inyección del gas oxidante mientras se evita la entrada de oxígeno en la perforación horizontal. La presente invención proporciona este método. Sumario de la Invención Los procesos THAI™ y Capri™ están en función de las dos fuerzas que desplazan el petróleo, el agua y los gases de combustión dentro de la perforación horizontal para su transporte hacia la superficie. Estas fuerzas son el drenaje de gravedad y la presión. Los líquidos, principalmente el petróleo, se drenan hacia la perforación bajo la fuerza de la gravedad debido a que la perforación es colocada en la región más baja del depósito. Ambos de los líquidos y los gases fluyen hacia abajo en dirección de la perforación horizontal bajo el gradiente de presión que es establecido entre el depósito y la perforación.

Durante la fase de calentamiento previo del depósito, o el procedimiento de arranque, el vapor se hace circular en el pozo horizontal a través de un tubo que se extiende hacia la punta del pozo. El vapor fluye de regreso hacia la superficie a través del espacio anular de la tubería de revestimiento. Este procedimiento es imperativo en depósitos de bitumen debido que el petróleo frío que podría entrar al pozo estará muy viscoso y fluirá de manera deficiente, posiblemente obturando o bloqueando la perforación. El vapor también se hace circular a través del pozo de inyección y también es inyectado dentro del depósito en la región entre los pozos de inyección y la punta de los pozos horizontales para calentar el petróleo e incrementar su movilidad antes de iniciar la inyección del gas oxidante dentro del depósito. Las patentes mencionadas con anterioridad muestran que con la inyección continua de gas oxidante la parte frontal de la combustión casi vertical se desarrolle y se mueve en dirección lateral de la dirección de la punta del pozo horizontal hacia el talón. De esta manera, son desarrolladas dos regiones del depósito con relación a la posición de la zona de combustión. Hacia la dirección de la punta, se sitúa la región agotada de petróleo que es llenada, de manera sustancial, con gas oxidante, y en el otro lado se sitúa la región del depósito que contiene el petróleo frío o bitumen. A velocidades más altas de inyección de oxidante, la presión del depósito se incrementa y la velocidad de deposición de combustible puede ser excedida, de modo que el gas que contiene oxígeno residual puede ser forzado a dirigirse hacia la perforación horizontal en la región agotada de petróleo. La consecuencia de tener petróleo y oxígeno juntos en una perforación es la combustión y posiblemente, una explosión con la obtención de temperaturas altas, quizás en exceso de 1000° C. Esto puede provocar un daño irreparable a la perforación, incluyendo la falla de las cribas de retención de arena. La presencia de oxígeno y temperaturas de la perforación por encima de los 425° C debe ser evitada para operaciones seguras y continuas de extracción de petróleo. Varios métodos de prevención de entrada de oxígeno en la perforación de extracción están basados en la reducción de la presión diferencial entre el depósito y la perforación horizontal. Estos métodos son: 1. La reducción de la velocidad de inyección del gas oxidante con el fin de disminuir la presión del depósito, y 2. La reducción de la velocidad dispuesta del fluido para incrementar la presión de la perforación. Ambos de estos métodos producen la reducción de las velocidades de extracción de petróleo, lo cual es económicamente perjudicial. El pensamiento convencional también señalaría que la inyección del fluido en forma directa dentro de la perforación incrementaría la presión de la perforación aunque sería muy perjudicial para las velocidades de extracción. En consecuencia, con el fin de superar las desventajas de la técnica anterior y para mejorar la seguridad o la productividad de la recuperación de hidrocarburos de un depósito subterráneo de petróleo, la presente invención en una primera modalidad amplia comprende un proceso de extracción de hidrocarburos líquidos de un depósito subterráneo, que comprende las etapas de: (a) proporcionar al menos un pozo de inyección para la introducción de un gas oxidante dentro del depósito subterráneo ; (b) proporcionar al menos un pozo de extracción que tenga un estemple o montante sustancialmente horizontal y un pozo de extracción sustancialmente vertical conectado con el mismo, en donde el montante sustancial ente horizontal se extiende hacia el pozo de inyección, el montante horizontal tiene una porción de talón en la proximidad de su conexión con el pozo vertical de extracción y la porción de punta en el extremo opuesto del montante horizontal, en donde la porción de punta se encuentra más cerca al pozo de inyección que de la porción de talón; (c) inyectar un gas oxidante a través del pozo de inyección para conducir la combustión en el lugar de origen, de modo que sean producidos los gases de combustión para así provocar que los gases de combustión avancen en forma progresiva como una parte frontal, sustancialmente perpendicular al estemple o montante horizontal, en la dirección de la porción de punta a la porción de talón del montante horizontal, y los fluidos se drenan hacia el montante horizontal; (d) proporcionar un entubado en el interior del pozo de extracción con el propósito de inyectar vapor, agua o un gas inoxidante dentro de la porción de montante horizontal del pozo de extracción; (e) inyectar un medio seleccionado a partir del grupo de medios que comprenden vapor, agua o un gas inoxidante dentro del entubado, de modo que el medio sea transportado próximo a la porción de punta de la porción de montante horizontal por medio del entubado; y (f) recuperar los hidrocarburos en el montante horizontal del pozo de extracción que provienen del pozo de extracción. En una modalidad amplia de la invención, la presente invención comprende un proceso para la extracción de hidrocarburos líquidos desde un depósito subterráneo, que comprende las etapas de: (a) proporcionar al menos un pozo de inyección para la introducción de un gas oxidante dentro de la parte superior del depósito subterráneo; (b) proporcionar al menos un pozo de inyección para la introducción de vapor, un gas inoxidante, o agua que sea subsiguientemente calentado con vapor, dentro de la parte inferior de un depósito subterráneo; (c) proporcionar al menos un pozo de extracción que tenga un estemple o montante sustancialmente horizontal y un pozo de extracción sustancialmente vertical conectado con el mismo, en donde el montante sustancialmente horizontal se extiende hacia el pozo de inyección, el montante horizontal tiene una porción de talón en la proximidad de su conexión con el pozo vertical de extracción y la porción de punta en el extremo opuesto del montante horizontal, en donde la porción de punta se encuentra más cerca al pozo de inyección que de la porción de talón; (d) inyectar un gas oxidante a través del pozo de inyección para la combustión en el lugar de origen, de modo que sean producidos los gases de combustión, en donde los gases de combustión avanzan en forma progresiva como una parte frontal, en forma sustancialmente perpendicular al montante horizontal, en la dirección de la porción de punta a la porción de talón del montante horizontal, y los fluidos se drenan hacia el montante horizontal; (e) inyectar un medio, en donde el medio es seleccionado a partir del grupo de los medios que comprenden vapor, agua o un gas inoxidante dentro del pozo de inyección; y (f) recuperar los hidrocarburos en el montante horizontal del pozo de extracción que provienen del pozo de extracción. Todavía en una modalidad adicional de la invención, la presente invención comprende la combinación de las etapas anteriores de inyección de un medio en el yacimiento a través de un pozo de inyección, y como la inyección del pozo un medio por medio del entubado en el montante horizontal. En consecuencia, en esta modalidad adicional, la presente invención comprende un método de extracción de hidrocarburos líquidos de un depósito subterráneo, que comprende las etapas de: (a) proporcionar al menos un pozo de inyección para la introducción de un gas oxidante dentro de la parte superior de un depósito subterráneo; (b) proporcionar al menos un pozo de inyección para la introducción de vapor, un gas inoxidante o agua que sea subsiguientemente calentado con vapor, dentro de la parte inferior del depósito subterráneo; (c) proporcionar al menos un pozo de extracción que tenga un estemple o montante sustancialmente horizontal y un pozo de extracción sustancialmente vertical conectado con el mismo, en donde el montante sustancialmente horizontal se extiende hacia el pozo de inyección, el montante horizontal tiene una porción de talón en la proximidad de su conexión con el pozo vertical de extracción y con la porción de punta en el extremo opuesto del montante horizontal, en donde la porción de punta se encuentra más cerca al pozo de inyección de la porción de talón; (d) proporcionar un entubado en el interior del pozo de extracción con el propósito de inyectar vapor, agua o un gas inoxidante dentro de la porción de montante horizontal del pozo de extracción; (e) inyectar un gas oxidante a través del pozo de inyección para la combustión en el lugar de origen, de modo que sean producidos los gases de combustión, en donde los gases de combustión avanzan en forma progresiva como una parte frontal, sustancialmente perpendicular al montante horizontal, en la dirección de la porción de punta a la porción de talón del montante horizontal, y los fluidos se drenan hacia el montante horizontal; (f) inyectar un medio, en donde el medio es seleccionado a partir del grupo de medios que comprenden vapor, agua o un gas inoxidante, dentro del pozo de inyección y dentro del entubado; y (g) recuperar los hidrocarburos en el estemple o montante horizontal del pozo de extracción que provienen del pozo de extracción. Si el medio fuera vapor, éste sería inyectado dentro del depósito/yacimiento, por medio de cualquiera o de ambos del pozo de inyección o del pozo de extracción a través de un entubado en el mismo, en este estado, normalmente bajo una presión de 7000 KpA. En forma alterna, en donde el medio inyectado sea agua, este método contempla que el agua, que sea calentada en el momento del suministro al yacimiento, se convierta en vapor. El agua, cuando alcanza el yacimiento, por medio de cualquiera o de ambos del pozo de inyección y/o el entubado en el pozo de extracción, podría ser calentada con vapor durante el desplazamiento, o inmediatamente en base a su salida del pozo de inyección y/o del entubado en el pozo de extracción y su entrada dentro del yacimiento . Breve Descripción de las Figuras La Figura 1 es un esquema de un proceso de combustión en el lugar de origen THAI™ con el etiquetado que sigue: El ítem A representa el nivel superior del depósito de petróleo pesado o bitumen, y B representa el nivel inferior de este depósito/yacimiento. El ítem C representa un pozo vertical con D que muestra el punto general de inyección de un gas oxidante tal como el aire. El ítem E representa una ubicación general para la inyección de vapor o un gas inoxidante dentro del depósito. Esto es parte de la presente invención. El ítem F representa una tubería de revestimiento de pozo horizontal parcialmente perforado. Los fluidos entran en la tubería de revestimiento y son normalmente transportados de manera directa hacia la superficie a través de la elevación de gas natural por medio de otro entubado situado en el talón del pozo horizontal (no se muestra) . El ítem G representa un entubado colocado en el interior del estemple o montante horizontal. El extremo abierto del entubado podría ser situado junto al extremo de la tubería de revestimiento, como se representa, o en cualquier otro lugar. El entubado puede ser un "entubado enrollado" que podría ser fácilmente reubicado en el interior de la tubería de revestimiento. Esto es parte de la presente invención. Los elementos E y G son parte de la presente invención y el vapor o el gas inoxidante podrían ser inyectados en E y/o en G. El ítem E podría ser parte de un pozo separado o podría ser parte del mismo pozo utilizado para inyectar el gas oxidante. Estos pozos de inyección podrían ser pozos verticales, inclinados u horizontales o de otro modo y cada uno podría servir para varios pozos horizontales. Por ejemplo, utilizando una serie de montantes horizontales paralelos como se describe en las Patentes de los Estados Unidos Nos. 5, 626,191 y 6, 412,557, el vapor, agua o gas inoxidante podrían ser inyectados en cualquier posición entre los montantes horizontales en la proximidad de la punta de los montantes horizontales.

La Figura 2 es un diagrama esquemático de depósito Modelo. El esquema no se encuentra a escala. Solamente se muestra un "elemento de simetría". La separación total entre los montantes horizontales es de 50 metros, aunque sólo la mitad del depósito necesita ser definida en el software de computadora STARS™. Esto ahorra tiempo de cómputo. Las dimensiones totales del Elemento de Simetría son: La longitud A-E es de 250 m; el ancho A-F es de 25 m; la altura F-G es de 20 m. Las posiciones de los pozos son como sigue: El pozo de inyección de gas oxidante J es colocado en B en el primer bloque de rejilla a 50 m (A-B) de una esquina A. La punta del pozo horizontal K se encuentra en el primer bloque de rejilla entre A y F y está desplazado 15 m (B-C) a lo largo de la longitud del depósito a partir del pozo de inyección J. La punta del pozo horizontal K se sitúa en D y se encuentra a 50 m de la esquina del depósito E. La sección horizontal del pozo horizontal K es de 135 m (C-D) de longitud y se coloca a 2.5 m por encima de la base del depósito (A-E) en el tercer bloque de rejilla. El pozo de inyección J es perforado en dos (2) ubicaciones. Las perforaciones en H son los puntos de inyección para el gas oxidante, mientras que las perforaciones en I son los puntos de inyección para el vapor o el gas inoxidante. El estemple o montante horizontal (C-D) es perforado al 50% y contiene un entubado abierto junto a la punta (no se muestra, véase la Figura 1) . Descripción Detallada de la Invención La operación del proceso THAI™ ha sido descrita en las Patentes de los Estados Unidos Nos. 5, 626,191 y 6, 412,557 y serán brevemente revisadas. El gas oxidante, normalmente aire, oxígeno o aire enriquecido con oxígeno, es inyectado dentro de la parte superior del depósito. El coque fue previamente situado debajo del consumo del oxígeno, de modo que sólo los gases libres de oxigeno hacen contacto con el petróleo adelante de la zona de coque. Las temperaturas del gas de combustión normalmente de 600° C, y tan altas como 1000° C son conseguidas a partir de la oxidación de alta temperatura del combustible de coque. En la Zona Móvil de Petróleo (MOZ) , estos gases calientes y el vapor calientan el aceite por encima de los 400° C, craqueando en forma parcial el petróleo, y vaporizando algunos componentes y disminuyendo en gran medida la viscosidad del petróleo. Los componentes más pesados del petróleo, tal como los asfáltenos, permanecen sobre la roca y constituirán el combustible de coque posteriormente cuando el quemado de la parte frontal llegue a esta ubicación. En la MOZ, los gases y el petróleo se drenan hacia abajo en dirección del pozo horizontal, extraídos por la gravedad y por el colector de baja presión del pozo. El coque y las zonas MOZ se desplazan en dirección lateral a partir de la dirección de la punta hacia el talón del pozo horizontal. La sección por detrás de la parte frontal es etiquetada como la Región de Quemado. Adelante de la zona MOZ se encuentre el petróleo frío. Con el avance de la parte frontal de combustión, la Zona de Quemado del depósito es consumida de líquidos (petróleo y agua) y es llenada con el gas oxidante. La sección del pozo horizontal opuesta a esta Zona de Quemado se encuentra en riesgo de recibir oxígeno que hará combustión con el petróleo presente en el interior del pozo y creará temperaturas extremadamente altas en la perforación que podrían dañar el entubado de acero y sobre todo, las cribas de arena que son utilizadas para permitir la entrada de fluidos aunque excluyen la arena. Si fallaran las cribas de arena, la arena no consolidada del depósito entrará en la perforación y se necesitará desconectar el pozo para la limpieza y remediarlo con tapones de cemento. Ésta operación es muy difícil y peligrosa debido a que la perforación puede contener niveles explosivos de petróleo y de oxígeno. Con el fin de cuantificar el efecto de la inyección de fluido en la perforación horizontal, una cantidad de simulaciones numéricas de computadora del proceso fue conducida. El vapor fue inyectado en una variedad de velocidades en el pozo horizontal a través de los dos métodos: 1. Por medio del entubado colocado en el interior del pozo horizontal y 2. Por medio de un pozo separado que se extiende junto a la base del depósito en la proximidad de la punta del pozo horizontal. Ambos de estos métodos redujeron la predilección del oxígeno para entrar en la perforación aunque proporcionó beneficios sorprendentes y contra intuitivos: el factor de recuperación de petróleo se incrementó y disminuyó el aumento de coque en la perforación. En consecuencia, las velocidades más altas de inyección de gas oxidante pudieron ser utilizadas mientras se mantuvo la operación segura. Se encontró que ambos métodos de la adición de vapor al depósito proporcionaron ventajas con respecto a la seguridad del proceso THAI™ mediante la reducción de la tendencia del oxígeno a entrar en la perforación horizontal. También se permitió velocidades más altas de inyección de gas oxidante dentro del depósito y una más alta recuperación del petróleo. La simulación extensiva de computadora del proceso THAI™ fue emprendida para evaluar las consecuencias de la reducción de la presión en la perforación horizontal mediante la inyección de vapor o de un gas inoxidante. El software fue el Simulador de Combustión en el Lugar de Origen STARS™ proporcionado por the Computer Modelling Group, Calgary, Alberta, Canadá. Tabla 4. Lista de Parámetros de Modelo. Simulador: STARS™ 2003. 13, Computer Modelling Group Dimensiones del Modelo: Longitud 250 m, 100 bloques de rejilla, eac Ancho de 25 m, 20 bloques de rejilla Altura 25 m, 20 bloques de rejilla Dimensiones del bloque de rejilla: 2.5 m x 2.5 m x 1.0 m (LWH) . Pozo Horizontal de Extracción : Un pozo discreto con una sección horizontal de 135 m que se extiende a partir del bloque de rejilla 26, 1, 3 al 80, 1, 3. La punta es desplazada en 15 m del inyector vertical de aire.

Pozo Vertical de Inyección: Puntos de inyección del gas (aire) oxidante: 20, 1, 1 1:4 (4 bloques de rejilla superiores). Velocidades de inyección del gas oxidante: 65,000 m3/d, 85, 000 m3/d o 100,000 m3/d. Puntos de inyección de vapor: 20, 1, 19:20 (2 bloques de rejilla inferiores) . Parámetros de Roca/Fluido: Componentes: agua, biturnen, concentrado, metano, C02 , CO/N2, oxígeno, coque. Heterogeneidad: arena homogénea. Permeabilidad: 6.7 D(h), 3.4 D (v) .

Porosidad: 33%. Saturaciones: 80% de bitumen, 20% de agua, fracción mol de gas 0.114. Viscosidad de bitumen: 340,000 cP a 10° C. Peso molecular promedio del bitumen: 550 AMU. Viscosidad de concentrado: 664 cP a 10° C. Peso molecular promedio de concentrado: 330 AMU. Condiciones Físicas: Temperatura del depósito: 20° C. Presión del depósito nativo: 2600 kPa. Presión en el fondo de la perforación: 4000 kPa . Reacciones : 1. 1.0 Bitumen ? 0.42 Concentrado + 1.3375 CH4 + 20 Coque 2. 1.0 Bitumen + 16 O2?0.05 - 12,5 agua + 5.0 CH4 + 9.5 C02 + 0.5 CO/N2 + 15 Coque 3. 1.0 Coque + 1.225 02 ? 0.5 agua + 0.95 C02 + 0.05 CO/N2. EJEMPLOS Ejemplo 1 La Tabla la muestra los resultados de la simulación para la velocidad de inyección de aire de 65,000 m3/día (a temperatura y presión estándar) dentro del inyector vertical (E en la Figura 1) . El caso de vapor cero inyectado en la base del depósito en el punto I en el pozo J no es parte de la presente invención. A una velocidad de aire de 65,000 m3/día, no existe entrada de oxígeno dentro de la perforación horizontal incluso con ninguna inyección de vapor y la temperatura máxima de la perforación nunca excede el objetivo de 425° C. Sin embargo, como puede observarse a partir de los datos más adelante, la inyección de niveles bajos de vapor en niveles de 5 y 10 m3/día (equivalente del agua) en el punto bajo en el depósito (E en la Figura 1) proporciona beneficios sustanciales en factores más altos de recuperación de petróleo, contrario con las expectativas indicativas. En donde el medio inyectado sea vapor, los datos de más adelante proporcionan el volumen del equivalente de agua de este vapor, puesto que es difícil determinar de otro modo el volumen del vapor suministrado ya que está en función de la presión en el yacimiento en el cual el vapor es sometido. Obviamente, cuando el agua es inyectada dentro del yacimiento y de manera subsiguiente, se convierte en vapor durante su desplazamiento hacia el yacimiento, la cantidad de vapor que se genera simplemente es el agua equivalente dada más abajo, lo cual normalmente es del orden aproximadamente de lOOOx (en función de la presión) del volumen del agua suministrada.

Tabla la: VELOCIDAD DE AIRE 65,000 m3/día- Vapor inyectado en la base del depósito.

* No es parte de la presente invención. Ejemplo 2 La Tabla Ib muestra los resultados de inyección de vapor dentro del pozo horizontal por medio del entubado interno G, en la proximidad de la punta mientras que se inyecta aire, en forma simultánea, a una velocidad de 65,000 m3/día (a una temperatura y presión estándar) dentro de la parte superior del depósito. La temperatura máxima de la perforación es reducida en proporción relativa a la cantidad de vapor inyectado y el factor de recuperación de petróleo es incrementado con relación al caso de base de vapor cero . Además, el porcentaje máximo de volumen del coque depositado en la perforación disminuye con el incremento en las cantidades del vapor inyectado. Esto es benéfico debido a que la caída de presión en la perforación será más baja y los fluidos se desplazarán con mayor facilidad para la misma caída de presión en comparación con los pozos sin inyección de vapor en la punta del pozo horizontal. Tabla Ib: VELOCIDAD DE AIRE 65,000 m3/día- Vapor inyectado en el entubado del pozo.

* No es parte de la presente invención. Ejemplo 3 En este ejemplo, la velocidad de inyección de aire fue incrementada en 85,000 m3/día (a una temperatura y presión estándar) y originó una saturación de oxígeno como se muestra en la Tabla 2a. Una concentración de oxígeno del 8.8% fue indicada en la perforación para el caso de base de inyección de vapor cero. La temperatura máxima de la perforación que se alcanzó fue de 1074° C y el coque fue depositado disminuyendo la permeabilidad de la perforación en un 97%. La operación con la inyección simultánea de 12 m3/día (equivalente del agua) de vapor en la base del depósito por medio del pozo vertical de inyección C (véase la Figura 1) proporcionó un excelente resultado de una saturación de oxígeno cero, un coque aceptable y una buena recuperación del petróleo.

Tabla 2a: VELOCIDAD DE AIRE 85,000 m3/día- Vapor inyectado en la base del depósito.

* No es parte de la presente invención. Ejemplo 4 La Tabla 2b muestra el desempeño de la combustión con 85,000 m3/día de aire (a una temperatura y presión estándar) y una inyección simultánea de vapor dentro de la perforación por medio del entubado interno G (véase la Figura 1) . Una vez más, 10 m3/día (equivalente de agua) de vapor se requirieron para evitar la saturación de oxígeno y una temperatura máxima aceptable de la perforación. Tabla 2b: VELOCIDAD DE AIRE 85,000 m3/día- Vapor inyectado en el entubado del pozo.

* No es parte de la presente invención. Ejemplo 5 Con el fin de probar adicionalmente los efectos de las altas velocidades de inyección de aire, fueron conducidas varias pruebas con una inyección de aire de 100,000 m3/día. Los resultados en la tabla 3a indican que con una inyección simultánea de vapor en la base del depósito (es decir, en la ubicación B-E en el pozo vertical C, referirse a la Figura 1) 20 mVdía (equivalente de agua) de vapor se requirieron para detener la saturación de oxígeno dentro del montante horizontal, en contraste con sólo 10 m3/día de vapor (equivalente de agua) en la velocidad de inyección de aire de 85,000 m3/día. Tabla 3a: VELOCIDAD DE AIRE 100,000 m3/día- Vapor inyectado en la base del depósito.

No es parte de la presente invención. Ejemplo 6 La Tabla 3b muestra la consecuencia de la inyección de vapor dentro del entubado del pozo G (referirse a la Figura 1) mientras se inyectan 100,000 m3/día de aire dentro del depósito. En forma idéntica con la inyección de vapor en la base del depósito, una velocidad de vapor de 20 m3/día (equivalente de agua) fue requerida con el fin de evitar la entrada de oxígeno dentro del montante horizontal. Tabla 3b: VELOCIDAD DE AIRE 100,000 m3/día- Vapor inyectado en el entubado del pozo.

* No es parte de la presente invención. Conclusiones Para una cantidad fija de inyección de vapor, la relación promedio de recuperación diaria de petróleo se incrementó con la velocidad de inyección de aire. Esto no fue inesperado debido a que el volumen del fluido de descarga es incrementado. Sin embargo, es sorprendente que el petróleo total recuperado disminuyó a medida que se incrementó la velocidad del aire. Esto es durante la vida del periodo de inyección de aire (el tiempo para que la parte frontal de combustión alcance el talón del pozo horizontal) . Aunque la descripción explicó e ilustra las modalidades preferidas de la invención, se entiende que la invención no se limita a estas modalidades particulares. Muchas variaciones y modificaciones se les ocurrirán ahora a aquellas personas expertas en la técnica. Para la definición de la invención, se debe hacer referencia a las reivindicaciones adjuntas. Se hace constar que con relación a esta fecha el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones: 1. Un proceso de extracción de hidrocarburos líquidos de un depósito subterráneo, caracterizado porque comprende las etapas de : (a) proporcionar al menos un pozo de inyección para la introducción de un gas oxidante dentro del depósito subterráneo ; (b) proporcionar al menos un pozo de extracción que tenga un montante sustancialmente horizontal y un pozo de extracción sustancialmente vertical conectado con el mismo, en donde el montante sustancialmente horizontal se extiende hacia el pozo de inyección, el montante horizontal tiene una porción de talón en la proximidad de su conexión con el pozo vertical de extracción y la porción de punta en el extremo opuesto del montante horizontal, en donde la porción de punta se encuentra más cerca al pozo de inyección que la porción de talón; (c) inyectar un gas oxidante a través del pozo de inyección para conducir la combustión en el lugar de origen, de modo que sean producidos los gases de combustión para así provocar que los gases de combustión avancen en forma progresiva como la parte frontal, sustancialmente perpendicular al montante horizontal, en la dirección de la porción de punta a la porción de talón del montante horizontal, y los fluidos se drenan hacia el montante horizontal; (d) proporcionar un entubado en el interior del pozo de extracción dentro del montante vertical y al menos una porción del montante horizontal con el propósito de inyectar vapor, agua o un gas inoxidante dentro de la porción de montante horizontal del pozo de extracción próximo a la parte frontal de combustión formada en una distancia horizontal a lo largo del montante horizontal del pozo de extracción; (e) inyectar un medio seleccionado a partir del grupo de medios que comprenden vapor, agua o un gas inoxidante dentro del entubado, de modo que el medio sea transportado próximo a la porción de punta de la porción de montante horizontal por medio del entubado; y (f) recuperar los hidrocarburos en el montante horizontal del pozo de extracción que provienen del pozo de extracción. 2. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el medio es agua, y el agua es calentada en el momento del suministro al depósito para convertirse en vapor . 3. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el pozo de inyección es un pozo vertical, inclinado u horizontal. 4. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la etapa de inyección del medio además sirve para presurizar el pozo horizontal hasta una presión que permite la inyección del medio dentro del depósito subterráneo . 5. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque un gas inoxidante es inyectado dentro del entubado sólo o en combinación con vapor o agua. 6. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque un extremo abierto del entubado se encuentra en la proximidad de la punta de la sección horizontal para así permitir el suministro de vapor o el gas inoxidante calentado hacia la punta. 7. El proceso de conformidad con la reivindicación 1 ó 6, caracterizado porgue el entubado es parcialmente jalado o reposicionado de otro modo con el propósito de alterar el punto de inyección del vapor, agua o gas inoxidante a lo largo del montante horizontal. 8. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el vapor, el agua o gas o gases inoxidantes son inyectados en forma continua o periódica. . Un proceso para la extracción de hidrocarburos líquidos desde un depósito subterráneo, caracterizado porque comprende las etapas de: (a) proporcionar al menos un pozo de inyección para la introducción de un gas oxidante dentro de la parte superior del depósito subterráneo; (b) al menos un pozo de inyección es adicionalmente adaptado para la introducción de vapor, un gas inoxidante, o agua que sea subsiguientemente calentado con vapor, dentro de la parte inferior de un depósito subterráneo; (c) proporcionar al menos un pozo de extracción que tenga un montante sustancialmente horizontal y un pozo de extracción sustancialmente vertical conectado con el mismo, en donde el montante sustancialmente horizontal se extiende hacia el pozo de inyección, el montante horizontal tiene una porción de talón en la proximidad de su conexión con el pozo vertical de extracción y la porción de punta en el extremo opuesto del montante horizontal, en donde la porción de punta se encuentra más cerca al pozo de inyección que de la porción de talón; (d) inyectar un gas oxidante a través del pozo de inyección para la combustión en el lugar de origen, de modo que sean producidos los gases de combustión, en donde los gases de combustión avanzan en forma progresiva como una parte frontal, en forma sustancialmente perpendicular al montante horizontal, en la dirección de la porción de punta a la porción de talón del montante horizontal, y los fluidos se drenan hacia el montante horizontal; (e) inyectar un medio, en donde el medio es seleccionado a partir del grupo de los medios que comprenden vapor, agua o un gas inoxidante dentro del pozo de inyección; y (f) recuperar los hidrocarburos en el montante horizontal del pozo de extracción que provienen del pozo de extracción. 10. Un proceso para la extracción de hidrocarburos líquidos de un depósito subterráneo, caracterizado porque comprende las etapas de: (a) proporcionar al menos un pozo de inyección de gas oxidante para la introducción de un gas oxidante en la parte superior de un depósito subterráneo; (b) proporcionar al menos otro pozo de inyección para la introducción de vapor, un gas inoxidante, o agua que sea subsiguientemente calentado con vapor, dentro de la parte inferior del depósito subterráneo; (c) proporcionar al menos un pozo de extracción que tenga un montante sustancialmente horizontal y un pozo de extracción sustancialmente vertical conectado con el mismo, en donde el montante sustancialmente horizontal se extiende hacia el pozo de inyección, el montante horizontal tiene una porción de talón en la proximidad de su conexión con el pozo vertical de extracción y una porción de punta en el extremo opuesto del montante horizontal, en donde la porción de punta se encuentra más cerca al pozo de inyección de gas oxidante que la porción de talón; (d) inyectar un gas oxidante a través del pozo de inyección de oxidación para la combustión en el lugar de origen, de modo que sean producidos los gases de combustión, en donde los gases de combustión avanzan en forma progresiva como una parte frontal, sustancialmente perpendicular al montante horizontal, en la dirección de la porción de punta a la porción de talón del montante horizontal, y los fluidos se drenan hacia el montante horizontal; (e) inyectar un medio, en donde el medio es seleccionado a partir del grupo de medios que comprende vapor, agua o un gas inoxidante, dentro del otro pozo de inyección; y (f) recuperar los hidrocarburos en el montante horizontal del pozo de extracción que provienen del pozo de extracción. 11. El proceso de conformidad con la reivindicación 9 ó 10, caracterizado porque el medio es agua, y el agua es subsiguientemente calentada para convertirse en vapor y el vapor es proporcionado a la parte inferior del yacimiento por medio de un extremo distante del pozo de inyección. 12. Un método de extracción de hidrocarburos líquidos de un depósito subterráneo, caracterizado porque comprende las etapas de : (a) proporcionar al menos un pozo de inyección para la introducción de un gas oxidante dentro de la parte superior de un depósito subterráneo; (b) al menos un pozo de inyección es adicionalmente adaptado para la introducción de vapor, un gas inoxidante o agua que sea subsiguientemente calentado con vapor, dentro de la parte inferior del depósito subterráneo; (c) proporcionar al menos un pozo de extracción que tenga un montante sustancialmente horizontal y un pozo de extracción sustancialmente vertical conectado con el mismo, en donde el montante sustancialmente horizontal se extiende hacia el pozo de inyección, el montante horizontal tiene una porción de talón en la proximidad de su conexión con el pozo vertical de extracción y una porción de punta en el extremo opuesto del montante horizontal, en donde la porción de punta se encuentra más cerca al pozo de inyección que la porción de talón; (d) proporcionar un entubado en el interior del pozo de extracción dentro del montante vertical y al menos una porción del montante vertical con el propósito de inyectar vapor, agua o un gas inoxidante dentro de la porción de montante horizontal del pozo de extracción; (e) inyectar un gas oxidante a través del pozo de inyección para la combustión en el lugar de origen, de modo que sean producidos los gases de combustión, en donde los gases de combustión avanzan en forma progresiva como una parte frontal, sustancialmente perpendicular al montante horizontal, en la dirección de la porción de punta a la porción de talón del montante horizontal, y los fluidos se drenan hacia el montante horizontal; (f) inyectar un medio, en donde el medio es seleccionado a partir del grupo de medios que comprenden vapor, agua o un gas inoxidante, dentro del pozo de inyección y dentro del entubado; y (g) recuperar los hidrocarburos en el montante horizontal del pozo de extracción que provienen del pozo de extracción. 13. El método de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque el medio es agua, y el agua es calentada en el momento del suministro hacia el depósito para convertirse en vapor. 14. El método de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque el pozo de inyección es un pozo vertical, inclinado u horizontal. 15. Un método de extracción de hidrocarburos líquidos de un depósito subterráneo, caracterizado porque comprende las etapas de : (a) proporcionar al menos un pozo de inyección para la introducción de un gas oxidante dentro de la parte superior de un depósito subterráneo; (b) proporcionar al menos otro pozo de inyección para la introducción de vapor, un gas inoxidante o agua que sea subsiguientemente calentado con vapor, dentro de la parte inferior del depósito subterráneo; (c) proporcionar al menos un pozo de extracción que tenga un montante sustancialmente horizontal y un pozo de extracción sustancialmente vertical conectado con el mismo, en donde el montante sustancialmente horizontal se extiende hacia el pozo de inyección, el montante horizontal tiene una porción de talón en la proximidad de su conexión con el pozo vertical de extracción y con la porción de punta en el extremo opuesto del montante horizontal, en donde la porción de punta se encuentra más cerca al pozo de inyección que la porción de talón; (d) proporcionar un entubado en el interior del pozo de extracción dentro del montante horizontal y al menos una porción del montante horizontal con el propósito de inyectar vapor, agua, o gas inoxidante dentro de la porción de montante horizontal del pozo de extracción; (e) inyectar un gas oxidante a través del pozo de inyección para la combustión en el lugar de origen, de modo que sean producidos los gases de combustión, en donde los gases de combustión avanzan en forma progresiva como una parte frontal, sustancialmente perpendicular al montante horizontal, en la dirección de la porción de punta a la porción de talón del montante horizontal, y los fluidos se drenan hacia el montante horizontal; (f) inyectar un medio, en donde el medio es seleccionado a partir del grupo de medios que comprenden vapor, agua o un gas inoxidante, dentro del pozo de inyección y dentro del entubado; y (g) recuperar los hidrocarburos en el montante horizontal del pozo de extracción que provienen del pozo de extracción. 16. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el medio es agua, y el agua es calentada en el momento del suministro hacia el depósito para convertirse en vapor. 17. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el pozo de inyección es un pozo vertical, inclinado u horizontal.