MX2011004735A - Movilizacion termica de depositos de hidrocarburos pesados. - Google Patents

Abstract

Se proporciona un método para aplicar un procedimiento térmico a una zona inferior subyacente a una zona de hidrocarburos que se encuentra en la parte superior con energía térmica a partir del procedimiento térmico y moviliza petróleo en la zona que se encuentra en la parte superior. La zona inferior en si misma puede ser una zona de hidrocarburos que experimenta EOR térmico. Además, uno puede aplicar económicamente un procedimiento EOR térmico a una formación de petróleo de baja movilidad y tener una zona subyacente tal como una zona de agua basal. La introducción de gas y vapor, el gas tiene una densidad mayor que el vapor, en la zona subyacente desplaza el agua basal y genera una capa aislante de gas entre el vapor y el agua basal maximizando la transferencia de calor hacia arriba y movilizando el petróleo viscoso lo que reduce en gran medida la pérdida de calor al agua basal, incrementando económicamente la extracción desde zonas con petróleo ligero, con el agua basal subyacente los cuales de otra manera no serían económicos por otros procedimientos EOR conocidos.

Description

MOVILIZACION TERMICA DE DEPOSITOS DE HIDROCARBUROS PESADOS CAMPO DE LA INVENCION La presente invención se relaciona con un método para dirigir efectivamente energía térmica dentro de una zona de hidrocarburos pesados superpuesta a una zona inferior. De manera más particular se introduce vapor, gas o combinaciones de los mismos a la zona inferior para contacto y transferencia de calor térmica ascendente y para estimulación de los hidrocarburos pesados superiores. En una modalidad, la zona inferior es una zona acuosa, el gas introducido se utiliza para impulsar agua radialmente alejándola desde un punto de introducción y vapor inyectado que se monta sobre el gas inyectado más pesado. El vapor inyectado se condensa y drena hacia abajo por gravedad mientras que el gas no condensable asociado se acumula alrededor del punto de introducción lo que genera una capa aislante entre la energía térmica y los disipadores térmicos circundantes o zona ladronas. El resultado es que el calor asciende dentro del disipador térmico que se encuentra arriba, disminuyendo las pérdidas térmicas de la zona acuosa subyacente. El gas y el vapor se pueden conformar in si tu por un quemador en el fondo del pozo. En otra modalidad, la zona inferior es una zona de hidrocarburos, y se utiliza vapor tanto para estimulación de la zona inferior como para transferencia de calor térmico REF.: 219690 ascendente a la zona de hidrocarburos que se encuentra en la parte superior.

ANTECEDENTES DE LA INVENCION Se sabe que ya no es factible llevar a cabo recuperación mejorada de petróleo (EOR, por sus siglas en inglés) de hidrocarburos de formaciones subterráneas que tengan hidrocarburos después de procedimientos de recuperación primarios. El petróleo pesado y viscoso, que incluye depósitos bituminosos puede estar a demasiada profundidad para su recuperación en la superficie y se utilizan metodologías in situ .

Los métodos térmicos incluyen procedimientos como la combustión in situ y la inundación con vapor, el cual utiliza diversas distribuciones de estimulación o pozos de inyección y pozos de extracción. En algunas técnicas los pozos de inyección y de extracción pueden cumplir ambas funciones. Otras técnicas incluyen la estimulación cíclica con vapor (CSS, por sus siglas en inglés) , la combustión in situ y el drenado de vapor asistido por gravedad (SAGD, por sus siglas en inglés) . SAGD utiliza pozos generalmente paralelos acoplados estrechamente, un pozo de inyección de vapor que se extiende horizontalmente que forma una cámara de vapor para movilizar el petróleo pesado para recuperación en un pozo de extracción sustancialmente paralelo y que se extiende horizontalmente. Las soluciones térmicas in situ típicamente se aplican para arenas con petróleo las cuales son pesadas y viscosas que presentan una gravedad de 8-10°API y viscosidades que varían de 10,000 a 300,000 cp. Las soluciones no térmicas incluyen la extracción de petróleo pesado frío con arena (CHOPS, por sus siglas en inglés) en la cual la arena es coextraída con el petróleo pesado, el petróleo típicamente presenta viscosidades en el intervalo de 500 a 15,000 cp. En Alberta, la oficina de conservación de recursos de energía (ERCB, por sus siglas en inglés) ha considerado o clasificado los petróleos pesados por gravedad como una densidad de petróleo crudo ERCB (véase directiva 17, http : //www. ercb. ca/docs/documents/directives/Directive017.pdf de octubre del 2009, "crude bitumen wells and heavy oil wells density of 920 kilograms per cubic metre [kg/m3] or greater at 15°C"). Esta gravedad específica de aproximadamente 0.92 es equivalente a aproximadamente 22.3 API o más pesada, mientras que el bitumen que tiene una gravedad específica de aproximadamente 1.0 presenta una gravedad API de aproximadamente 10.

Cuando una formación de petróleo pesado está superpuesta a una zona acuosa, en donde el agua forma una base de la formación, típicamente conocida como zona acuosa basal, las técnicas in situ se vuelven más limitadas debido en parte a la gran cantidad de disipación de calor térmica de la zona acuosa. Un enfoque de recuperación el cual incorpora la zona acuosa en la recuperación se implemento por Shell Canadá Limited y la Alberta Oilsands Technology and Research Authority (AOSTRA) a finales de la década de 1970 y en la década de 1980 en los lagos de Peace River de Alberta, Canadá. La solución se denominó impulsión de vapor de ciclo de presión (PCSD) . La PCSD utiliza inyección de vapor para calentar la zona acuosa basal que se encuentra debajo de la arena con petróleo. Una vez que se ha establecido comunicación entre los pozos se inicia la inyección continua de vapor, con velocidades de inyección y extracción controladas para, de manera alternada, incrementar la presión y disminuir por soplado el depósito (véase Alberta Oil Sands Technology and Research Authority, AOSTRA Technical Handbook on Oil Sands, Bitumens and Heavy Oils, Edmonton, 1989) . La Shell Canadá Limited estableció una revisión histórica de las alternativas de recuperación de recursos en su solicitud de 2009 a la Energy Resources Conservation Board (ERCB) de Alberta, CANADA, Carmon Vreek Project. Revisando su propio concepto PCSD estableció: "se inyecta vapor en la zona acuosa inferior (la parte más baja de 4 m a 6 m del depósito de 25 m de espesor) a velocidades y presiones de inyección altas. Las velocidades de extracción en los pozos productores puede variar entre períodos de velocidades baja y alta. Esto genera ciclos de presión de depósito alta durante velocidades de extracción bajas y presiones de depósito bajas durante velocidades de extracción altas. Se espera que el vapor pueda ser forzado dentro de las partes superiores del depósito y el bitumen se puede extraer por drenaje por gravedad. Estas esperanzas no se satisfacen durante la etapa de desarrollo a gran escala y se encontró que la recuperación no es rentable".

El solicitante entiende que las técnicas CSS se utilizaron subsecuentemente para continuar la explotación de este recurso. En esta circunstancia, CSS a un está relacionada con dificultades. Típicamente, un pozo de inyección superior, para inyectar vapor y formar una cámara de vapor para movilizar petróleo y debe haberse proporcionado un pozo extractor inferior para recolectar petróleo movilizado y calentado. El pozo extractor se localiza aproximadamente 5 m por encima de la base de la formación de arena con petróleo y el pozo inyector otros aproximadamente 5 m por encima del pozo extractor. La ubicación del pozo extractor, que es aproximadamente 5 m por encima de la base, se conoce como la distribución para evitar o retrasar el avance desde una zona ladrona o zona de agua basal . Esto también resulta en pérdida de potencial para aprovechar estos 5 m inferiores los cuales únicamente podrían existir una zona de 15 a 25 m de espesor. Esta y otras zonas útiles delgadas aún se encuentran desaprovechadas en gran medida .

El solicitante considera que el gasto de producción de vapor en la superficie, únicamente para que se pierda en una disipación de calor grande de la zona acuosa, contribuye a que ya no se utilice esta metodología.

Otro problema bien conocido con zonas acuosas subyacentes es la tendencia para formación de un cono de agua. El agua, al presentar mayor movilidad, se desplaza de manera preferencial al pozo de producción hacia la exclusión del recurso petrolífero.

Además, en OER térmico, la transferencia de calor para la sobrecarga convencionalmente ha sido una pérdida de energía desafortunada.

El solicitante considera que los procedimientos in si tu hasta la fecha no se han acomodado con éxito debido a las pérdidas de energía y se han visto perjudicadas como un resultado del agua subyacente. Además, algunas formaciones han presentado estimulación limitada para producción en frío, tal como petróleo pesado en arenas no consolidadas, las cuales pueden estar situadas también en zonas útiles estrechas para SAGD.

Se requieren técnicas mejoradas las cuales recuperen más del recurso y con economía favorable.

SUMARIO DE LA INVENCION En una modalidad se proporciona un método de EOR térmica para formación subterránea que comprende introducir energía térmica a una zona inferior la cual se encuentra subyacente a una primera formación de petróleo en una zona superior. La energía térmica, que se desplaza hacia arriba a través de la zona inferior calienta la primera formación de petróleo desde la parte inferior. El petróleo calentado se moviliza para extracción fácil desde la zona superior.

En otra modalidad, la zona inferior puede estar aislada de la zona superior por una capa sustancialmente impermeable tal como una capa de roca sedimentaria resistente a la erosión o esquisto. En consecuencia, la energía térmica se desplaza a la zona superior por conducción y la extracción de la zona superior es convencional o se implementa con un impulsor para ayudar en la extracción del petróleo movilizado.

En otra modalidad, la zona inferior misma es una segunda formación de petróleo aislada de la primera formación de petróleo, superior. La energía térmica recibida por la zona superior puede ser calor perdido para la sobrecarga desde una EOR térmica que se lleva a cabo en la zona inferior.

Se pueden utilizar una diversidad de metodologías conocidas para introducir energía térmica en la zona inferior que incluyen distribuciones SAGD, inyección de vapor, generación de vapor in situ y quemadores en el fondo del pozo.

En otra modalidad, se proporciona un método de EOR térmica que comprende introducir gas y vapor a una zona inferior que contiene agua basal, ambos los cuales se colocan debajo de la formación de petróleo, que se encuentra en una zona superior. El gas más pesado y el vapor más ligero se separan por gravedad para estratificarse, formando una capa aislante de gas debajo de una capa de vapor. En consecuencia, se aisla el vapor de un disipador térmico sustancialmente infinito del agua basal en donde el vapor transfiere una fracción predominante de su energía térmica hacia arriba, a la formación de petróleo que se encuentra en la parte superior. Como se ha indicado antes, la energía térmica calienta el petróleo, lo que reduce su viscosidad y moviliza el petróleo para su extracción. Cuando la zona inferior está en comunicación con la zona superior, el vapor también sirve para impulsar el petróleo movilizado a uno o más pozos de extracción separados lateralmente de la ubicación de la introducción del vapor. El agua basal en la zona inferior progresivamente es impulsado radialmente hacia fuera, formando un límite similar a tazón o cono invertido, exponiendo áreas cada vez mayores de la zona superior a energía térmica. Conforme el vapor se condensa, la mayor densidad del agua condensada provoca que percole hacia abajo a través de la capa de gas al agua basal subyacente. En una modalidad, se completan uno o más pozos de extracción dentro de la formación petrolífera. En otra modalidad, uno o más de la temperatura, viscosidad o gas son monitoreados para detección, ubicación o extensión de movilización de petróleo y uno o más pozos de extracción se completan de manera correspondiente dentro de la formación de petróleo en donde se ha movilizado el petróleo.

Los pozos de extracción se pueden re-completar en elevaciones diferentes conforme cambien las condiciones de movilización.

En otra modalidad, una o ambas de la primera o segunda formaciones de petróleo son formaciones de petróleo pesado. En otra modalidad, las formaciones de petróleo son formaciones de arena con petróleo. En otra modalidad, la formación de petróleo es una formación de arena con petróleo demasiado delgada para explotación convencional utilizando SAGD . En otra modalidad, y como una fuente de energía térmica, se introducen gas y vapor en la zona inferior a partir de la operación de un quemador en el fondo del pozo. En otra modalidad, el quemador en el fondo del pozo produce alta temperatura, C02 gaseoso caliente y se genera vapor por la interacción del gas caliente y el agua, el agua se selecciona de agua basal in situ o agua inyectada.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS La figura 1 es un esquema de un pozo de inyección térmico completado en una zona acuosa inferior, de acuerdo con una primera modalidad; la figura 2 ilustra un pozo de inyección térmica en una zona acuosa inferior, el desarrollo de una capa aislante de gas/agua y estimulación térmica y movilización optimizados; la figura 3A a la figura 3C ilustran diversos completados con respecto al tiempo, o separación diferente para recuperación óptima del petróleo movilizado; la figura 4 es una ilustración esquemática de un procedimiento térmico en una zona con carga insuficiente para transferencia de energía térmica a partir de ese procedimiento para ser recibida en una zona de hidrocarburos superior para EOR térmica; la figura 5 es una ilustración esquemática de una EOR térmica en una zona de hidrocarburos inferior y energía térmica de ese procedimiento recibida en una zona de hidrocarburos superior para EOR térmica; la figura 6A es una ilustración esquemática de otra modalidad que tiene una EOR de vapor, tal como el SAGD, en una zona de hidrocarburos inferior y energía térmica de ese SAGD recibida en una zona de hidrocarburo superior para EOR térmica; y la figura 6B es una ilustración esquemática de otro procedimiento térmico llevado a cabo en una primera zona con carga insuficiente subyacente a una segunda zona de hidrocarburos inferior, un segundo procedimiento térmico para EOR térmica y una tercera zona de hidrocarburos superior superpuesta para EOR térmica.

DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCION En una modalidad amplia, se introduce calor o energía térmica a una zona inferior para suministrar calor a una zona superior subyacente que tiene por lo menos una primera formación de petróleo la cual se beneficia de la formación calentada, que incluye petróleo pesado adecuado para recuperación mejorada de petróleo (EOR) . La zona inferior puede presentar carga insuficiente, incluso con la inclusión de una zona acuosa o basal o puede ser otra zona que experimente EOR.

En una modalidad, la primera formación de petróleo es una zona de petróleo pesado que no es adecuada para SAGD por una u otra razón, que incluye que es demasiado estrecha o demasiado superficial para albergar pozos de inyección paralelos y pozos de extracción, que se puede beneficiar de la estimulación térmica como se describe en la presente. Una de tales formas o formaciones es una producida utilizando la producción de petróleo pesado frío con arena o CHOPS (por sus siglas en inglés) . En CHOPS convencional, se extrae de manera conjunta petróleo con arena de formación, con la formación de "agujeros de gusano" en la formación de arena lo que permite que más petróleo llegue a los pozos de extracción. Como el solicitante entiende el mecanismo, se genera un área de baja presión cerca de los pozos de producción, que habitualmente utiliza bombas de cavidad progresivas. La fase gaseosa en solución cambia a un vapor, fluidiza el petróleo y la arena que fluyen dentro del área de baja presión conforme sea extraído. En Alberta, Canadá, la producción conjunta de arena, los agujeros de gusano y la fluidización generan entre 3% y 8% del petróleo original en el lugar. Además, el solicitante considera que la existencia de agujeros de gusano, prevalente en una porción superior de la formación, puede contraindicar el uso de recuperación mejorada con vapor dado que los agujeros de gusano canalizan de manera preferencial vapor alejándolo del petróleo objetivo.

No obstante, el solicitante observa que la introducción de un factor adicional, al crear una impulsión de petróleo espumoso al incrementar la temperatura en algunos grados, hasta ahora es desconocida en la extracción por CHOPS. En la presente, la impulsión de petróleo espumoso estimulada (SFOD, por sus siglas en inglés) es aplicable a campos vírgenes o agotados con condiciones de depósito apropiadas. El procedimiento puede incrementar y extender la duración del desarrollo de agujeros de gusano. El procedimiento SFOD estimula la primera formación de petróleo al someter el depósito objetivo a calor desde la parte inferior, el cual es recibido desde la zona con carga insuficiente o zona inferior. Esto genera un incremento de temperatura contigua generalmente lineal dentro de la formación objetivo que se encuentra en la parte superior lo que incrementa la liberación de gas de solución desde la fase de petróleo líquido/agua. Cualquier fuente que suministre energía térmica al fondo del depósito con carga insuficiente facilitará el procedimiento. El gas en solución es estimulado para disociarse del estado fluido al incrementar la temperatura, lo que aumenta los mecanismos originales de impulsión y recuperación a una impulsión de temperatura predominante. En la presente, si un proyecto EOR térmico ya se ha implementado en una zona inferior, el calor de desperdicio impulsará el procedimiento en la zona superior.

Conforme el depósito de petróleo pesado que se encuentra en la parte superior responde a la propagación térmica, se genera una impulsión de petróleo espumoso la cual fluye a través de una red de agujeros de gusano a un sistema de recuperación de pozos de extracción. Dado que se genera un vacío, y la red de canales de alta permeabilidad (agujeros de gusano) se expande, se produce avance lo que genera una red. Con el tiempo, la extracción se desplaza a un aprovechamiento de drenado por gravedad de flujo libre. La red de agujeros de gusano crece conforme el procedimiento moviliza petróleo, lo que genera más huecos que proporcionan una ruta para desviación del petróleo virgen para que fluya a los pozos de extracción .

Aplicando SOFD a los depósitos CHOPS agotados prolongará la vida útil del campo de petróleo, lo que resulta en un incremento en la recuperación de petróleo. Como una ventaja óptima, ciertas condiciones geológicas y de depósito pueden determinar que tipo de formaciones son candidatas para estimulación térmica con carga insuficiente. Idealmente, la zona inferior es una segunda formación de petróleo capaz de soportar un proyecto de EOR térmica y el cual se presenta separada de la primera formación de petróleo de la zona superior por una capa no permeable o una roca sedimentaria resistente a la erosión. La zona objetivo es una adecuada para soportar una impulsión de petróleo espumoso.

Con referencia a la figura 4, uno puede observar una modalidad general que utiliza calor con carga insuficiente para estimulación térmica de una formación objetivo que se encuentra en la parte superior. Esta zona 10 superpuesta o superior contiene una primera formación de petróleo pesado adecuada para extracción por CHOPS la cual se superpone a una zona 12 inferior. Se proporciona calor a la zona 12 inferior desde una fuente 14 térmica, por ejemplo mediante la utilización de inyección de vapor desde un pozo de inyección de vapor, generación de vapor in sifcu o utilizando una fuente de energía mayor tal como a partir de operación de un quemador en el fondo del pozo para combustión de gas caliente y formación de vapor. Una forma de quemador de fondo de pozo se establece en la publicación PCT WO 2010/081239, publicada el 22 de julio del 2010, para la extracción de vapor y gases de combustión. Particularmente, cuando la zona 10 superior está aislada de la zona 12 inferior por un extracto sustancialmente no permeable o una capa 16, la energía térmica Q del procedimiento se produce en la zona 12 inferior, y se transfiere hacia arriba mediante conducción, en este caso hacia la zona 10 superior. El petróleo 20 pesado en la zona 10 superior se moviliza, por ejemplo a través de SFOD y se produce en los pozos de 22 de extracción completados en la zona 10 superior. En la zona 12 inferior, el agua o emulsión se puede separar según se necesite separando los pozos 24 de recuperación completados en la zona 12 inferior y en lugares separados lateralmente de la fuente 14 térmica.

Con referencia a la figura 5, uno puede ver otra modalidad utilizando calor con carga insuficiente para una primera estimulación térmica de un objetivo que se encuentra en la capa superior o en la zona 10 superior, mientras realiza una segunda estimulación térmica en una zona 12 inferior. Una primera formación de petróleo en una zona 10 superior se superpone a una segunda formación de petróleo en la zona 12 inferior. Se proporciona calor a la zona 12 inferior, en este caso también es una zona de hidrocarburos que recibe estimulación térmica. En esta modalidad se puede proporcionar calor por medio de una distribución SAGD que tiene por lo menos un primer pozo de inyección de vapor y un pozo extractor para estimulación térmica y extracción desde la zona 12 inferior. La zona 12 inferior puede ser apropiada para SAGD que incluye tener un espesor suficiente y geología. Si no es apropiado, por ejemplo al considerarse que es demasiado delgada o de poca profundidad para los pozos de inyección y de extracción SAGD convencionales debido a requerimientos de separación mínima y similares, entonces estas preocupaciones se pueden resolver utilizando una fuente 14 térmica tal como inyección de vapor, generación de vapor in situ o utilizando una fuente de energía mayor que la de un quemador en el fondo del pozo. Una forma de quemador de fondo de pozo se establece en la publicación PCT WO2010/081239 publicada el 22 de julio de 2010 para Schneider et al. Una fuente 14 térmica en forma de un inyector de vapor puede ser un inyector de vapor vertical u horizontal o uno o más generadores de vapor in situ horizontales los cuales a traviesan la zona acoplada con uno o más productores 24 verticales u horizontales distribuidos para recolección de petróleo movilizado desde la zona 12 inferior. Sin importar el medio para recuperación de petróleo mejorado térmicamente, en la zona inferior la energía Q térmica, la cual de otra manera se perdería, ahora se recupera por un calentamiento de la zona 10 superior, en este caso la zona de petróleo pesado superior.

La energía térmica del procedimiento que se lleva a cabo en la zona 12 inferior se transfiere por conducción, a través de una capa 16 sustancialmente no permeable y dentro de la zona 10 superior de petróleo pesado. El petróleo 20 pesado en al zona 10 superior se moviliza y es extraído desde la misma. El petróleo movilizado, el agua, el petróleo o la emulsión se pueden extraer según sea necesario utilizando los pozos 24 de extracción o recuperación completados en la zona inferior y separados de la fuente 14 térmica.

Con referencia a la figura 6A uno puede observar varias modalidades adicionales que incluyen una modalidad general similar a la de la figura 5 en la cual una fuente térmica (ilegible) SAGD, por medio de un pozo 30 de inyección de vapor horizontal estimula la movilización de petróleo 36 para recuperación por un pozo 31 de extractor horizontal, ambos los cuales se completan en la zona 12 inferior. La corriente 34 de la fuente 14 térmica o el pozo 30 de inyección proporcionan calor Ql a la zona 10 superior para movilizar petróleo 20 para recolección en el pozo 31 extractor horizontal. El calor de desperdicio residual o la energía térmica Ql es transportada hacia arriba para estimulación secundaria del petróleo 20 pesado en la zona 10 superior.

Con referencia a la figura 6B, uno puede ver que varias zonas pueden ser estimuladas utilizando una diversidad de combinaciones de fuentes térmicas en zonas subyacentes. Como se muestra en la figura 6B, una primera y más profunda fuente 44 de energía térmica Q2 es un quemador en el fondo del pozo y un procedimiento de generación de vapor de manera como se detalla en el documento O 2010/081239 para Schneider et al. El calor Q2 desde ese procedimiento más profundo se recibe por una segunda zona 12 inferior superpuesta. El calor Q2 recibido por la zona 12 inferior se suplementa por una segunda fuente 14 de energía térmica Ql, tal como un procedimiento EOR de vapor localizado en la zona 12 inferior. Un procedimiento EOR de vapor puede incluir SAGD que tiene un pozo 30 de inyección horizontal y un pozo 31 productor horizontal. La energía Ql térmica de la segunda fuente 14 térmica y el calor Q2 residual de la primera fuente 44 térmica se reciben por una tercera zona 10 superior para EOR térmica.

ZONAS DE AGUA BASAL Como se muestra en la figura 1, en otra modalidad, una formación de petróleo o zona 110 superior se superpone y está en comunicación con una zona subyacente que contiene agua 112 basal tal como una base subyacente o zona 113 de agua basal, característica de algunas áreas en Alberta, Canadá.

Las formaciones de petróleo pesado se benefician principalmente de las modalidades descritas en la presente que incluyen formas de petróleo recuperadas típicamente utilizando los métodos térmicos y métodos no térmicos descritos antes. Se tiene acceso a la zona 113 de agua basal y se completan medios para introducir gases calientes no condensables al interior de la zona acuosa. El término no condensable significa que los gases son no condensables en las condiciones de formación. El término "introducir" incluye inyectar en un punto, tal como un pozo 114 de inyección, dentro de la formación o generación en un punto en la formación, por ejemplo en una herramienta 115 en el fondo del pozo situada en la formación. Los gases no condensables pueden ser gases calientes los cuales incluyen productos de combustión tales como dióxido de carbono C02, el cual se introduce caliente o se forma en el fondo del pozo, por ejemplo por un combustor en el fondo del pozo. La inyección de presión (Pinj) será mayor que la presión en la zona de agua basal (Pb ) y la presión Pbw en la zona 113 de agua basal será mayor que la presión en la formación de petróleo pesado, Poil . La administración de presión puede ayudar con la impulsión y evitar el drenado por gravedad del petróleo movilizado.

La movilidad del petróleo 120 pesado es pobre en condiciones iniciales de temperatura in situ. En consecuencia, el petróleo 120 pesado inicialmente forma una barrera de baja permeabilidad y los gases 117 calientes, inyectados en la zona 113 de agua basal, desplazan el agua 112 radial y lateralmente desde el punto de introducción, tal como el pozo 114 de inyección lo que genera un límite similar a tazón o cono invertido de gases 117 calientes ascendentes. Los gases 117 calientes imparten energía suficiente para crear vapor 116 ya sea desde el agua 112 en la zona 113 acuosa o por agua inyectada. Se introduce agua para mezclado con los gases calientes o agua atrapada o agua basal se calienta por los gases calientes, lo que genera vapor 116. El vapor 116 y los gases 117 calientes fluyen hacia fuera dentro de la zona 113 de agua basal .

Cuando el gas caliente es C02, la densidad del gas caliente a las mismas condiciones de presión y temperatura del fondo de pozo, es varias veces mayor que la densidad del vapor. Además, la movilidad de C02 caliente a través del depósito es menor que la del vapor. En consecuencia, el vapor 116 tiende a separarse por gravedad del gas 117 caliente o C02 y estratificar, el C02, más pesado, se desplaza hacia abajo y el vapor se desplaza de manera ascendente. El C02 forma una capa 119 aislante entre el agua 112 basal y el vapor 116.

De esta manera, el vapor 116 asciende para ponerse en contacto con la zona 110 con petróleo pesado en la parte superior, transfiriendo energía térmica Q como un resultado del calor de vaporización latente del agua, de manera preferencial a esta zona 110 superior superpuesta conforme el vapor se condensa y en consecuencia se minimiza la pérdida de calor al agua 112 basal. Conforme el vapor se condensa en agua, la mayor densidad del agua provoca que percole hacia abajo, a través de la capa de C02 y se une o se mezcla con la capa 112 basal.

De esta manera se maximiza la transferencia de energía térmica Q a la formación 110 de petróleo pesado que se encuentra en la parte superior y se minimiza la pérdida de calor al disipador de calor del agua 112 basal en la zona 113 de agua basal. En contraste, en PCSD de la técnica anterior y en los procedimientos de inundación de vapor convencional el calor introducido se diseña para que fluya al agua basal.

Como se muestra en la figura 2, el petróleo 120 movilizado se desplaza en una impulso de vapor o de gas hacia los pozos 122 de extracción.

En condiciones de formación originales, el petróleo pesado puede ser muy viscoso, presentando una viscosidad de hasta cientos o miles de centipoises (cp) , lo que lo vuelve intratable e inmóvil e irrecuperable utilizando medios convencionales. En comparación, el agua presenta una viscosidad menor de 1 cp . Utilizando la modalidad de la capa de vapor 116 y gas 117 caliente, que tiene una capa 119 aislante, el calor Q ahora se transfiere eficazmente a la formación de petróleo pesado de la zona 110 superior. A las temperaturas de condensación de vapor, la viscosidad de petróleo pesado puede descender varios ordenes de magnitud y dentro de centenas o decenas de centipoises, es recuperable utilizando técnicas de pozo de producción conocidas. Conforme se incrementa la movilidad del petróleo pesado en la formación de petróleo pesado, el vapor continúa siendo dirigido eficazmente en un grado más alto e incluso mayor radial en la formación de petróleo pesado.

Como se muestra en la figura 2, uno o más pozos 122 de extracción o un arreglo de pozos 122 de extracción recuperan el petróleo 120 pesado movilizado de los lugares en la zona 110 superior separados lateralmente del pozo 114 de inyección completado en la zona 113 inferior. Son posibles una diversidad de escenarios de extracción y los cuales pueden variar durante la vida útil de la movilización.

Como se muestra en la figura 3A, en la figura 3B y en la figura 3C, y en una modalidad, el pozo o los pozos de extracción se completan en la formación de petróleo pesado o la zona 110 superior. Dado que el agua puede ser más de 100 veces más móvil que el petróleo y existe eficazmente una reserva infinita de agua, uno típicamente puede evitar el completado en la zona 113 de agua basal para evitar que una fracción de agua elevada en el fluido producido y, además, uno puede completar suficientemente alta la formación de petróleo pesado para evitar la formación de un cono de agua.

En una modalidad, uno puede realizar un seguimiento de la temperatura del fondo del pozo y completar o perforar el pozo 122 de extracción colocando perforaciones 130 en la formación de petróleo de acuerdo con el perfil de movilidad o térmico del petróleo. El pozo 122 puede recompletarse (figura 3B, figura 3C) para colocar perforaciones 130 más arriba en el pozo 122 conforme el perfil térmico cambie con respecto al tiempo. Los medios alternativos para detectar un cambio en la movilidad de petróleo adyacente al pozo 122 de extracción incluyen registros de neutrones o medición del efecto del gas.

En otra modalidad, uno puede perforar alto en la zona 110 de petróleo y basarse en la impulsión de agua del fondo para empujar el aceite movilizado hacia arriba al pozo 122 de extracción. En otro escenario, uno puede perforar en la parte media de la zona 110 de petróleo y basarse en un gradiente de presión horizontal para empujar el petróleo hacia el pozo de extracción. En otro escenario adicional, uno puede operar cíclicamente el inyector de gas caliente y el generador de vapor. Después de que se detiene la inyección, la totalidad del vapor finalmente se condensará y el C02 se desplaza a la parte superior de la zona de petróleo formando un tapón de gas. En este caso, uno puede perforar en la parte baja de la zona 110 de petróleo y basarse en el tapón de gas para impulsar el petróleo al pozo de extracción. Cualquiera de los escenarios se puede utilizar en etapas diferentes del agotamiento de la formación o del depósito.

El pozo 114 de inyección puede inyectar gas caliente o gas caliente y agua como agua o como vapor, o constituyentes que resulten en la producción de gas caliente y vapor.

Un método y aparato para producción de calor en el fondo del pozo en forma de vapor y gases de combustión calientes (principalmente CO, CO2 y H20) se establecen en la solicitud de patente copendiente del solicitante para aparatos y métodos para generación de vapor en el fondo del pozo y recuperación mejorada de petróleo (EOR, por sus siglas en inglés) . El generador de vapor en el fondo del pozo se presentó el 14 de enero de 2010 en Canadá con el número de serie 2,690,105 y el los Estados Unidos se publicó el 22 de julio de 2010 como documento de E.U.A. 2010/0181069 Al, la totalidad de ambos se incorpora en la presente como referencia .

En la generación de vapor en el fondo del pozo copendiente del solicitante y EOR, un montaje de quemador en el fondo del pozo se conecta de manera fluida a una cadena de tubería principal y se coloca dentro de una zona objetivo. El montaje de quemador genera una cavidad de combustión al quemar combustible y un oxidante a una temperatura suficiente para fundir el depósito o para crear de alguna otra manera una cavidad. El montaje de quemador después continúa la combustión en estado estable para generar y sostener gases de combustión calientes para que fluyan y permeen dentro de la zona objetivo para crear un frente de impulsión gaseoso. Se inyecta agua dentro de la zona objetivo, en la parte superior del pozo de la cavidad de combustión para crear un frente de impulsión de vapor. En la presente, el montaje de quemador se puede colocar dentro de un fondo de pozo revestido en la zona objetivo, el montaje de quemador tiene un sello de recubrimiento de alta temperatura adaptado para sellar un anillo de recubrimiento entre el quemador del fondo del pozo y el fondo de pozo recubierto, y un medio para inyectar agua dentro de la zona objetivo por encima del sello de recubrimiento. El sello de recubrimiento de alta temperatura puede pasar a través de las distorsiones de recubrimiento y es reutilizable, y no es afectado sustancialmente por los ciclos térmicos.

Se puede formar una cámara de combustión operando el montaje de quemador a una temperatura suficientemente elevada para fundir la formación de la zona objetivo. Posteriormente, se mantiene la combustión en estado estable para sostener una combustión subestequiométrica del combustible y oxígeno para producir gases de combustión calientes (principalmente CO, C02 y H20) los cuales entran y permean a través de la zona objetivo. Los gases de combustión calientes crean un frente de impulsión gaseoso y calor en la zona objetivo adyacente a la cavidad de combustión y el fondo del pozo. La adición de agua a la zona objetivo a lo largo del anillo de revestimiento por encima de la cámara de combustión inyecta agua dentro de una porción superior de la zona objetivo adyacente al fondo del pozo para permeación lateral a través del mismo. El movimiento lateral del agua inyectada enfría el fondo del pozo del calor de los gases de combustión calientes y minimiza la pérdida de calor a la formación adyacente al fondo del pozo. El agua permea lateralmente de manera adicional a través de la zona objetivo y la convierte en vapor. El vapor y los gases de combustión calientes en la zona objetivo forman un frente de impulsión de vapor y de gas.

Aplicado en el contexto del escenario de desplazamiento de agua basal y en una modalidad de la presente invención, el uso de un quemador en el fondo del pozo y la generación in situ de vapor satisface ambos objetivos de producción de un gas caliente, que contiene C02 y generación de vapor 116, ya sea a través de la reacción de la energía desde el quemador en el fondo del pozo y el agua basal, o la reacción de la energía del quemador del fondo de pozo y el agua agregada. Uno puede anticipar la utilización de la adición de agua, por ejemplo a través de un anillo de recubrimiento, una vez que el agua basal se ha desplazado cada vez más y más desde el pozo de inyección.

En otra modalidad, también representada gráficamente por la figura 1, una primera formación de petróleo en una zona 110 superior se superpone a una zona que no presenta hidrocarburos, con carga insuficiente u otra zona inferior tal como la zona 113 de agua basal. Se tiene acceso a la zona basal y se completa un medio 114 para introducir gases 117 no condensables dentro de la zona inferior. Nuevamente, el término "no condensable" significa que los gases son no condensables en condiciones de formación. El gas no condensable también tiene una densidad mayor que la del vapor. Los gases no condensables pueden incluir productos de combustión tales como dióxido de carbono C02 el cual es introducido caliente o se forma en el fondo del pozo, por ejemplo por medio de un combustor en el fondo del pozo. El gas 117 no condensable también puede ser otro gas disponible tal como nitrógeno (N2) . El dióxido de carbono y el N2 son más pesados que el vapor 116 y se acumularán o formarán una burbuja o capa 119 aislante debajo del vapor 116 inyectado. Por ejemplo, cuando el gas más pesado es C02, la densidad del gas, incluso en condiciones calientes tales como combustión, generación de vapor o inyección, son varias veces mayores que la densidad del vapor. Además, la movilidad de C02 a través de la formación es menor que la del vapor.

En consecuencia, el vapor 116 tiende a separarse del C0 , el C02 más pesado se desplaza hacia abajo y el vapor se desplaza hacia arriba. El C02 forma una burbuja aislante o una capa entre la zona subyacente y el vapor en la parte superior. De esta manera, el vapor 116 asciende para hacer contacto con la zona 110 con petróleo pesado, que se encuentra en la parte superior, la transferencia del calor latente Q del agua de la vaporización a esta zona conforme el vapor 116 se condensa y la pérdida de calor a la zona 113 subyacente o el agua 112 basal se minimiza. Conforme el agua desde el límite de vapor/petróleo pesado se condensa, la mayor densidad provoca que percole hacia abajo, a través de la capa de C02 a la zona inferior y, en el caso de la zona 113 de agua basal, que se una o se mezcle con el agua 112 basal.

Ventajosamente, el C02 producido de manera industrial tal como el comercializado para captación de carbón, almacenamiento o secuestrado se puede inyectar desde la superficie para formar la burbuja de gas o la capa 119 aislante en la capa inferior y vapor 116 flotante encima de este para transferirse de calor Q a la zona 110 que se encuentra en la parte superior.

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 (15)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones:

1. Un método de recuperación térmica de petróleo del petróleo de una formación petrolífera, caracterizado porque comprende : introducir energía térmica en una zona inferior subyacente a una zona superior que contiene una primera formación de petróleo; recibir la energía térmica en la zona superior desde la zona inferior; y utilizar la energía térmica para movilizar térmicamente el petróleo de la primera formación petrolífera para recuperación en uno o más pozos de extracción perforados en la zona superior.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la introducción de energía térmica en la zona inferior comprende inyectar vapor.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la introducción de energía térmica en la zona inferior comprende operar un quemador en el fondo del pozo para la producción de vapor y gases de combustión.

4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la introducción de energía térmica en la zona inferior comprende generar vapor in situ .

5. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, caracterizado porque la zona superior se aisla de la zona inferior por una capa sustancialmente no permeable .

6. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque la zona inferior es una segunda formación de petróleo.

7. El método de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque la introducción de la energía térmica en una zona inferior comprende además : introducir vapor a la zona inferior para movilizar térmicamente el petróleo en la segunda formación petrolífera para recuperación en uno o más pozos de extracción separados lateralmente de la ubicación de introducción de la energía térmica y perforados en la zona inferior.

8. El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque la introducción de vapor a la zona inferior comprende además : proporcionar una distribución SAGD de drenado de vapor ayudado por gravedad en la zona inferior, la distribución de SAGD tiene por lo menos un pozo de inyección de vapor y por lo menos un pozo extractor; e introducir vapor desde por lo menos un pozo de inyección de vapor; movilizar térmicamente el petróleo en la segunda formación petrolífera; recuperar petróleo de la segunda formación de petróleo en por lo menos un pozo extractor; y por medio del cual la recepción de la energía térmica en la zona superior comprende además recibir energía térmica residual desde la zona inferior.

9. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8, caracterizado porque la zona inferior incluye una zona basal, y porque además comprende: introducir gas y vapor a la zona inferior subyacente a la formación de petróleo para introducir energía térmica a la zona inferior, el gas tiene una densidad mayor que la del vapor; separar por gravedad por lo menos parte del gas del vapor para formar una capa aislante de gas entre el vapor y el agua basal para transferir una fracción predominante de la energía térmica hacia arriba; movilizar térmicamente el petróleo en la zona superior para recuperación en uno o más pozos de extracción separados lateralmente de la ubicación de introducción de la energía térmica y perforados en la zona superior.

10. Un método de recuperación térmica de petróleo, de petróleo a partir de una formación petrolífera, caracterizado porque comprende: introducir gas y vapor a una zona inferior subyacente a la formación de petróleo para introducir energía térmica a la zona inferior, el gas tiene una densidad mayor que la del vapor; separar por gravedad por lo menos parte del gas del vapor para formar una capa aislante de gas debajo del vapor y transferir una fracción predominante de energía térmica hacia arriba; movilizar térmicamente el petróleo para recuperación en uno o más pozos de extracción separados lateralmente del punto de introducción.

11. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque la formación petrolífera se superpone al agua basal, y en donde la gravedad separa por lo menos parte del gas del vapor y forma la tapa aislante entre el vapor y el agua basal.

12. El método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque comprende además drenar agua del vapor condensado en el agua basal .

13. El método de conformidad con la reivindicación 11 o 12, caracterizado porque comprende además desplazar el agua basal para formar un cono invertido de gas y vapor el cual está aislado del agua basal.

14. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 10 a 13, caracterizado porque comprende además desplazar el petróleo movilizado térmicamente para recuperación en uno o más pozos de extracción.

15. El método de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque la introducción del gas y el vapor desplaza el petróleo movilizado térmicamente.