MX2014014193A - Acondicionamiento in situ a traves de la inyeccion de liquido caliente. - Google Patents

Abstract

La invención se refiere a sistemas, aparatos y procedimientos para el acondicionamiento integrado y el acondicionamiento in situ (en el depósito) de alquitranes de petróleo pesados y de arenas petrolíferas. Los sistemas, aparatos y procedimientos permiten el acondicionamiento mejorado de petróleo pesado en un pozo de producción mediante la introducción de un fluido caliente, incluyendo un vacío o fracción de residuo atmosférico o petróleo desalquitranado en el pozo de producción en condiciones de promover el acondicionamiento de hidrocarburos. Los procedimientos pueden incluir además la introducción de hidrógeno y de un catalizador junto con la inyección del fluido caliente en el pozo de producción para promover aún más reacciones de acondicionamiento de hidrocarburos. Además, la invención se refiere a metodologías mejoradas de producción de petróleo en los depósitos de petróleo convencionales.

Description

ACONDICIONAMIENTO IN SITU A TRAVÉS DE LA INYECCIÓN DE LÍQUIDO CALIENTE CAMPO DE LA INVENCIÓN La invención se refiere a sistemas, aparatos y procedimientos para el acondicionamiento integral y el acondicionamiento in situ (en el depósito) de alquitranes del petróleo y arenas petrolíferas pesadas. Los sistemas, aparatos y procedimientos permiten el acondicionamiento mejorado de petróleo pesado en un pozo de producción mediante la introducción de un fluido caliente incluyendo un vacío o fracción de residuo atmosferico o petróleo desalquitranado en el pozo de producción en condiciones de promover el acondicionamiento de hidrocarburos. Los procedimientos pueden incluir además la introducción de hidrógeno y un catalizador junto con la inyección del fluido caliente en el pozo de producción para promover aún más reacciones de acondicionamiento de hidrocarburos. Además, la invención se refiere a metodologías mejoradas de producción de petróleo en los depósitos de petróleo convencionales.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN En los procedimientos de acondicionamiento in situ de petróleo pesado o alquitrán se usan a menudo en reservónos donde la profundidad de las capas de tierra es demasiado grande para usar las téenicas de minería de superficie de una manera económica. Siendo altamente viscosos, el petróleo pesado y el alquitrán no fluyen tan fácilmente como el petróleo más ligero. Por lo tanto la mayoría de los procesos de acondicionamiento de alquitrán implican la reducción de la viscosidad del alquitrán para que el alquitrán se vuelva más móvil y pueda fluir desde un depósito a un pozo de producción. La reducción de la viscosidad del alquitrán puede realizarse elevando la temperatura del alquitrán y/o diluyendo el alquitrán con un disolvente.

Drenaje por gravedad asistido con vapor El drenaje por gravedad asistido con vapor (SAGD) es una teenica conocida para extraer el alquitrán de un depósito subterráneo. En un proceso SAGD típico, dos pozos horizontales, (un pozo inferior y un pozo superior) se perforan sustancialmente paralelos y superpuestos el uno al otro a diferentes profundidades. El pozo inferior es el pozo de acondicionamiento y por lo general se encuentra justo encima de la base del depósito. El pozo superior es el pozo de inyección y se encuentra a unos 5 a 10 metros por encima del pozo de acondicionamiento. El vapor se inyecta en el pozo superior para formar una cámara de vapor dentro de la formación que, con el tiempo, crece predominantemente verticalmente hacia la parte superior del depósito y así hacia abajo hacia el pozo de acondicionamiento. El vapor de agua aumenta la temperatura del alquitrán circundante en el depósito, disminuyendo la viscosidad del alquitrán y permitiendo que el alquitrán y el vapor condensado fluyan por gravedad en el pozo de acondicionamiento inferior. El alquitrán y el vapor condensado, fluyen o se bombean desde el pozo de acondicionamiento a la superficie para la separación y posterior procesamiento. En la superficie, el alquitrán separado se mezcla a menudo con un diluyente de tal manera que el alquitrán y el diluyente pueden ser fácilmente transportados a una refinería a través de una tubería. En la refinería, el diluyente se elimina y el alquitrán se somete a diversos procesos para separar y acondicionar el alquitrán en productos útiles. Principalmente, el alquitrán será sometido a un proceso de destilación de vacío para separar los componentes residuales, pesados y ligeros a partir del alquitrán para su uso en diversos procesos de acondicionamiento.

El SAGD es generalmente una metodología muy eficaz de acondicionamiento de petróleo pesado o alquitrán de la formación a la superficie. Sin embargo, como es sabido, hay altos costes de capital y operativos asociados con el SAGD, particularmente con respecto a los costes de construcción y operación de una planta de generación de vapor y un sistema de acondicionamiento en el sitio de perforación. Además, como se requieren grandes cantidades de agua para el SAGD, una fuente de agua debe estar disponible en el sitio o el agua necesita ser transportada al sitio. También se necesitan grandes cantidades de combustible para el SAGD para elevar la temperatura del agua para crear vapor. Más aún, la producción de vapor de alta calidad a partir de agua recuperada requiere un grado sustancial de acondicionado en la superficie para limpiar el agua recuperada antes de reconvertir el agua recuperada de nuevo a vapor. Este acondicionamiento generalmente requiere que el agua recuperada que se mezcla con el alquitrán producido primero debe separarse del alquitrán producido y después se somete a una limpieza adicional para eliminar cualquier contaminante residual del agua. Tras estas etapas de limpieza, el agua producida a continuación, debe ser recalentada para producir el vapor de alta calidad para la posterior reintroducción de vuelta al depósito. Como tal, las etapas de limpieza y recalentamiento requieren entradas sustanciales de energía adicional tanto para conducir los procesos de limpieza, así como para volver a calentar el agua producida de nuevo a vapor. Mientras que parte de la energía de los procesos puede ser recuperada a través de intercambiadores de calor, ineficiencias en los procesos resultan en la necesidad de introducir energía adicional sustancial en el sistema.

Por lo tanto, aunque los procesos SAGD son eficaces, existen costos ambientales considerables asociados con la producción de SAGD a gran escala y específicamente que el SAGD tiene una huella de carbono que es considerablemente superior a otras formas de producción de hidrocarburos. Como resultado, hay una necesidad de metodologías de producción de petróleo pesado que mejoren la eficiencia y, particularmente, el impacto ambiental de la producción de petróleo pesado de los depósitos de petróleo pesados.

Inyección Vertical/Pozos de recuperación Otras téenicas de acondicionamiento incluyen el uso de uno o más pozos verticales como un medio de la aplicación de calor en un depósito para facilitar la movilidad de hidrocarburos. Por ejemplo, un solo pozo vertical puede ser usado para la estimulación cíclica de vapor (CSS), que incluye períodos sucesivos de inyección de vapor, remojo y producción. Del mismo modo, se pueden usar dos o más pozos verticales próximos entre sí donde, después de un período de puesta en marcha en que se introduce calor en el depósito, se usado uno o pozos para aplicar calor al depósito y uno o más pozos son usados como pozos de producción/acondicionamiento.

VAPEX Otro proceso conocido de acondicionamiento in situ para alquitrán o petróleo pesado es un proceso de extracción de vapor (VAPEX), que inyecta un disolvente gaseoso (es decir, propano, etano, butano, etc.) en el pozo de inyección superior donde se condensa y se mezcla con el alquitrán para reducir la viscosidad del alquitrán. El alquitrán y el solvente disuelto luego desembocan en un pozo de producción inferior bajo gravedad donde son llevados a la superficie.

VAPEX se considera generalmente como más respetuoso del medio ambiente y en algunas circunstancias más comercialmente viable que el SAGD, dado que VAPEX no requiere la gran cantidad de agua y la generación de vapor que hace el SAGD. Sin embargo, el disolvente gaseoso generalmente necesita ser transportado al sitio de producción, y existe un largo intervalo de puesta en marcha con VAPEX, ya que toma más tiempo para hacer crecer una cámara de vapor con disolventes gaseosos en comparación con vapor.

Además, como VAPEX es un proceso no termico llevado a cabo a temperaturas normales de depósito, no es eficiente en la promoción de reacciones de acondicionamiento.

Por lo tanto, también hay limitacionés significativas con respecto al uso generalizado de VAPEX.

Acondicionamiento catalítico Ciertas metodologías pueden incorporar el uso de catalizadores de hidrocraqueo para ayudar en el proceso de recuperación/acondicionamiento para acondicionar y recuperar el petróleo pesado y alquitrán. Sin embargo, las partículas de catalizador de hidrocraqueo no se dispersan bien en la presencia de agua, dado que los minerales de catalizador tienden a migrar preferentemente a la fase acuosa, y una vez allí, se vuelven menos disponibles para las reacciones con los hidrocarburos. Además, el agua tiene una capacidad limitada para llevar a partículas dispersas a través de formaciones de arena debido a la baja viscosidad del agua. Por lo tanto, mientras que el vapor y el agua no son venenos del catalizador, partículas de catalizador que se dispersan en una cámara SAGD dominada por el condensado y el vapor se piensa que presenta desafíos teenicos significativos.

Además, a temperaturas de menos de 150 °C, la viscosidad del alquitrán, o residuo de vacío, se considera generalmente que es demasiado alta para la incorporación efectiva de partículas de catalizador y gases tales como el hidrógeno. En otras palabras, en el alquitrán altamente viscoso, los tiempos de reacción son lentos debido a las limitaciones de transferencia de masa en la parte superior de las limitaciones cinéticas debido al nivel de energía relativamente bajo.

Recuperación de petróleo mejorado Además de depósitos de petróleo pesado, otros tipos de depósitos incluidos los depósitos convencionales que tienen el pico de producción pasado y formaciones carbonatadas siguen siendo investigados para técnicas de acondicionamiento de petróleo (EOR) nuevas o mejoradas. En depósitos convencionales con la disminución de las tasas de producción, sigue existiendo una necesidad de metodologías rentables para promover el acondicionamiento y/o disminuir las tasas de disminución de este tipo de depósitos. Además, las técnicas para la producción de hidrocarburos de diferentes formaciones carbonatadas continúan siendo de interés como las petroleras buscan explotar este tipo de depósitos. Como tal, las nuevas técnicas EOR son de interés.

Técnica anterior La técnica anterior tiene muchos ejemplos de diferentes técnicas de acondicionamiento. Por ejemplo, se han propuesto técnicas de acondicionamiento que usan una combinación de vapor y de inyecciones del disolvente. La publicación de patente US 2005/0211434 divulga un proceso de acondicionamiento SAGD que usa una fase de puesta en marcha de producción de coste mayor donde el vapor y un disolvente de hidrocarburo pesado se inyectan en un depósito y una posterior fase de producción de coste menor donde se inyecta un disolvente de hidrocarburo ligero en el depósito para ayudar a la movilización de alquitrán.

La patente US 4.444.261 divulga un procedimiento para mejorar la eficiencia de barrido de un proceso de unidad de vapor en el acondicionamiento de petróleo con un pozo vertical de producción separada de una inyección de pozo vertical. En esta teenología, se inyecta vapor en la formación a traves del pozo de inyección de vapor hasta que se produce la inundación o hay una zona de barrido de vapor en la parte superior de la formación. A continuación, un hidrocarburo de alto peso molecular se inyecta en la zona de barrido de vapor a alta temperatura (500-1000°F) como un desvío de fluido y se deja enfriar hasta que se forme una bala inmóvil en la zona de barrido de vapor. Una vez que se forma la bala, la inyección de vapor se reanuda y la bala desvía el vapor para que pase por debajo de la bala y debajo de la zona de barrido de vapor, movilizando así las porciones inferiores de petróleo. En otro ejemplo, la patente US 6.662.872 divulga un proceso de extracción combinado de vapor en un sistema de acondicionamiento de tipo SAGD.

Aunque el acondicionamiento se realiza comúnmente para alquitrán o petróleo pesado después de que se ha recuperado, varias tecnologías proponen el concepto de acondicionamiento in situ, según el cual la viscosidad del petróleo pesado se reduce de forma permanente y su gravedad API se incrementa a medida que se produce el petróleo. Por ejemplo, la patente US 6.412.557 divulga un procedimiento in situ para el acondicionamiento del alquitrán en un depósito subterráneo en el que un catalizador de acondicionamiento se inmoviliza el fondo del pozo y se usa un proceso de combustión in situ para proporcionar calor para facilitar el acondicionamiento en un proceso "completo".

En otros ejemplos, la patente US 7.363.973 divulga un procedimiento para estimular la producción de petróleo pesado en una operación de SAGD usando vapores de disolvente en el que en el acondicionamiento situ pueden estar involucrados y la publicación US 2008/0017372 divulga un proceso in situ para recuperar el petróleo pesado y el alquitrán en un sistema de acondicionamiento de tipo SAGD usando disolventes C3+ (más específicamente C3-C10). El acondicionamiento se describe como produciéndose inherentemente en vista de los disolventes en contacto con el alquitrán.

Un ejemplo adicional se muestra en la publicación de patente US 2006/0175053 que describe un proceso para mejorar la extracción de petróleo crudo. Este proceso usa un tubo aislado para transportar fluidos calientes a la formación para facilitar la extracción. Los fluidos calientes pueden incluir parafinas y asfáltenos.

De acuerdo con ello, mientras que continúan siendo desarrolladas diversas teenologías que avanzan sobre las metodologías generales de SAGD y VAPEX, sigue existiendo una necesidad de un procedimiento de acondicionamiento in situ mejorado en el que grandes cantidades de agua o disolventes gaseosos no necesitan ser enviados a la planta de producción, ni en el que una gran cantidad de vapor y agua están presentes en el depósito. Además, se necesitan formas mejoradas de las tecnicas de acondicionamiento in situ que generalmente son más económicas, eficientes, y son capaces de recuperar una mayor proporción de petróleo.

Más aún, ha habido una necesidad de técnicas de acondicionamiento de EOR y acondicionamiento de petróleo que pueden ser usadas en depósitos convencionales y formaciones carbonatadas.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN De acuerdo con la invención, se proporcionan sistemas y procedimientos para el acondicionamiento in situ de hidrocarburos dentro de una formación de hidrocarburos.

En un primer aspecto, se proporciona un procedimiento para la recuperación y el acondicionamiento in situ de hidrocarburos en un par de pozos que tienen un pozo de inyección y un pozo de acondicionamiento dentro de un depósito de hidrocarburo pesado, comprendiendo el procedimiento las etapas de: a) introducir una cantidad seleccionada de un fluido caliente por inyección que incluye una fracción de hidrocarburo pesado en el pozo de inyección para promover la recuperación de hidrocarburos y el acondicionamiento situ; y b) recuperar hidrocarburos del pozo de recuperación.

En otra realización, la fracción de hidrocarburo pesado se selecciona de uno cualquiera de o una combinación de petróleo de pizarra, alquitrán, residuo atmosférico, residuo de vacío, o petróleo desalquitranado.

En realizaciones adicionales, los hidrocarburos recuperados desde el pozo de acondicionamiento se someten a un proceso de separación en el que las fracciones pesadas y ligeras se separan y en el que la fracción pesada incluye una fracción de residuo.

En otra realización, la fracción de residuo del proceso de separación se mezcla con el fluido de inyección antes de la introducción en el pozo de inyección.

En otra realización, el procedimiento comprende además la etapa de mezclar hidrocarburos pesados formados con el fluido de inyección antes de introducir el fluido de inyección en el pozo de inyección y en el que la temperatura y la presión del fluido de inyección se controla para promover reacciones de acondicionamiento de fondo de pozo.

En otra realización, el fluido de inyección incluye diluyente.

En realizaciones adicionales, la temperatura y la presión de los fluidos de inyección se controlan para promover las reacciones de actualización de craqueo térmico.

En otras realizaciones, la temperatura del fluido de inyección se controla para proporcionar una temperatura del sumidero de fondo de pozo de 320 ± 20 °C y/o el tiempo de residencia de fondo de pozo de fluidos inyectados es 24 a 2400 horas.

En otra realización, la temperatura de la presión de los fluidos de inyección se controla de tal manera que más del 30 % de hidrocarburo pesado residual del alquitrán recuperado se actualiza en fracciones más ligeras.

En otra realización, la temperatura y la presión de los fluidos de inyección se controlan de tal manera los hidrocarburos recuperados tienen una viscosidad de menos de 500 cP a 25 °C.

En otra realización, los hidrocarburos recuperados tienen una viscosidad de menos de 250 cP a 25 °C.

En otra realización adicional, antes de la etapa a), se inyecta vapor en el par de pozos horizontales para iniciar la conexión entre el pozo inyector y el pozo de acondicionamiento y la formación de una cámara de reacción de fondo de pozo.

En otra realización, antes de la etapa a) el vapor de agua se sustituye progresivamente con un fluido de hidrocarburo pesado, seleccionado de uno cualquiera de o una combinación de petróleo pesado, petróleo de pizarra, alquitrán, residuo atmosférico, residuo de vacío, o petróleo desalquitranado.

En otra realización, el procedimiento incluye la etapa de mezclar un catalizador en el líquido de inyección antes de introducir el fluido de inyección en el pozo de inyección.

En otra realización, el procedimiento comprende además la etapa de mezclar de hidrógeno en el líquido de inyección antes de introducir el fluido de inyección en el pozo de inyección.

En otras realizaciones, las temperaturas y presiones del fluido de inyección se controlan para promover uno cualquiera de o una combinación de hidrotratamiento, hidrocraqueo o reacciones de craqueo a vapor.

En otra realización, el hidrógeno se mezcla con el fluido de inyección para proporcionar el exceso de hidrógeno para el hidrotratamiento y las reacciones de hidrotratamiento.

En otra realización, el hidrógeno se inyecta a lo largo de la longitud del pozo de inyección.

En otra realización, aproximadamente 1/3 del hidrógeno se mezcla con el fluido de inyección en la superficie y aproximadamente 2/3 se inyecta en el depósito a lo largo de la longitud horizontal del pozo de acondicionamiento.

En otra realización, el hidrógeno se inyecta desde el pozo de recuperación a traves de al menos un revestimiento operativamente configurado para el pozo de recuperación.

En diversas realizaciones, el catalizador es uno cualquiera de o una combinación de catalizadores de nanopartículas o catalizador ultradispersado en el que el nano-catalizador puede tener partículas con una dimensión inferior a 1 miera y/o menos de 120 nm.

En otra realización, una pluralidad de pares de pozos adyacentes de interconexión están configurados para una sola almohadilla donde uno de los pares de pozos de interconexión es un par de pozos de acondicionamiento y en el que los fluidos de hidrocarburos pesados recuperados de cada pozo se mezcla con el fluido de inyección de la recuperar el par de pozos.

En una realización adicional, los fluidos de hidrocarburos pesados incluyen uno cualquiera de o una combinación de petróleo pesado, petróleo de pizarra, alquitrán, residuo atmosferico, residuo de vacío, o petróleo desalquitranado.

En otra realización, el pozo de inyección y el pozo de acondicionamiento tienen secciones horizontales superpuestas verticalmente y el pozo de inyección es el inferior entre el pozo de inyección y el pozo de acondicionamiento.

En una realización adicional más, el pozo de inyección y el pozo de acondicionamiento tienen secciones horizontales verticalmente superpuestas y el pozo de inyección es la parte superior del pozo de inyección y el pozo de acondicionamiento.

En otro aspecto, la invención proporciona un procedimiento de acondicionamiento de hidrocarburos pesados durante la recuperación de hidrocarburos de una formación de hidrocarburos pesados que comprende las etapas de: a) perforar un pozo de inyección y del pozo de recuperación en la formación de hidrocarburos pesados; b) crear una cámara de movilización de hidrocarburos dentro de la formación de hidrocarburos pesados mediante la introducción de un fluido caliente en el pozo de inyección con el fin de promover la movilidad de hidrocarburos al pozo de recuperación; c) recuperar hidrocarburos pesados desde el pozo de recuperación a la superficie; d) someter los hidrocarburos recuperados de la etapa c) a un proceso de separación para formar fracciones de hidrocarburos más ligeros y fracciones de hidrocarburos residuales pesados; e) introducir una parte o la totalidad de las fracciones de hidrocarburos residuales pesados a una temperatura y presión para promover reacciones de acondicionamiento de hidrocarburos en la cámara de movilización de hidrocarburos; y, f) recuperar hidrocarburos co-mezclados y acondicionados desde el pozo de acondicionamiento.

En otra realización, una porción de la fracción residual pesada de la separación se usa como combustible para producir calor para calentar los fluidos de inyección para el acondicionamiento de las reacciones.

En una realización adicional, el procedimiento comprende además la etapa de usar una porción de los hidrocarburos más ligeros para procesos de separación adicionales para la comercialización.

En otra realización la etapa e) incluye la introducción de un catalizador en el pozo de inyección para promover el acondicionamiento catalítico en el pozo de inyección y la cámara de movilización de hidrocarburos y/o la etapa e) incluye además la introducción de hidrógeno en el pozo de inyección para promover reacciones de acondicionamiento dentro de la cámara de movilización de hidrocarburos.

En otro aspecto, la invención proporciona un sistema para la recuperación y el acondicionamiento in situ de hidrocarburos pesados dentro de una formación de hidrocarburos pesados que comprende: un pozo de inyección; un pozo de recuperación; estando el pozo de inyección y el pozo de recuperación conectados operativamente a una columna de destilación de hidrocarburos para la separación de fluidos recuperados del pozo de recuperación en fracciones pesadas y ligeras; y, un sistema de mezcla y de inyección de fluido caliente conectado operativamente a la columna de destilación para el acondicionamiento de fracciones pesadas de la columna de destilación y para la mezcla de la fracción pesada con fluidos adicionales de inyección para la inyección en el pozo de inyección; En otra realización, el sistema comprende además un sistema de separación de gas/líquido conectado operativamente al pozo de recuperación para la separación de gas y líquidos recuperados del pozo de recuperación para la entrega de líquidos separados a la columna de destilación y/o un sistema de inyección de catalizador operativamente conectado al sistema de mezcla e inyección de fluido caliente para la introducción de catalizador a la mezcla y el sistema de inyección de fluido caliente y/o un sistema de inyección de hidrógeno conectado operativamente al sistema de mezcla e inyección de fluido caliente para la introducción de hidrógeno a la mezcla y un sistema de inyección de fluido caliente y/o un sistema de inyección de diluyente conectado operativamente al sistema de mezcla e inyección de fluido caliente para la introducción de diluyente al sistema de mezcla y de inyección de fluido caliente y/o al menos un pozo adicional de inyección y recuperación conectado operativamente a la columna de destilación para la introducción de hidrocarburos pesados adicionales del al menos un pozo de recuperación adicional a la columna de destilación.

En un aspecto adicional, la invención proporciona un procedimiento de acondicionamiento de hidrocarburos pesados durante la recuperación de hidrocarburos de una formación de hidrocarburos pesados que comprende las etapas de: a) la perforación de un pozo de inyección y un pozo de acondicionamiento en la formación de hidrocarburos pesados; b) la creación de una cámara de movilización de hidrocarburos dentro de la formación de hidrocarburos pesados mediante la introducción de un fluido caliente en el pozo de inyección con el fin de promover la movilidad de hidrocarburos al pozo de recuperación; c) el acondicionamiento de hidrocarburos pesados desde el pozo de recuperación a la superficie; d) someter los hidrocarburos recuperados de la etapa c) a un proceso de separación de desalquitranado de disolvente para formar un petróleo desalquitranado y brea asfáltica; e) la introducción de petróleo desalquitranado de la etapa d) en el pozo de inyección a una temperatura y presión para promover reacciones de acondicionamiento de hidrocarburos en la cámara de movilización de hidrocarburos; y, f) recuperar hidrocarburos co-mezclados y acondicionados desde el pozo de recuperación.

En otra realización, una porción de la brea asfáltica se usa como combustible para producir calor para calentar los fluidos de inyección para las reacciones de acondicionamiento.

En otra realización, el procedimiento comprende además la etapa de usar una porción de los hidrocarburos más ligeros para procesos de separación adicionales para la comercialización.

En otro aspecto, la invención proporciona un sistema para la recuperación y el acondicionamiento in situ de hidrocarburos pesados dentro de una formación de hidrocarburos pesados que comprende: un pozo de inyección; un pozo de acondicionamiento; en el que el pozo de inyección y el pozo de acondicionamiento conectados operativamente a un sistema de desalquitranado de disolvente para el acondicionamiento de una fracción de petróleo desalquitranado para mezclarla con fluidos de inyección adicionales para la inyección en el pozo de inyección.

En otro aspecto, la invención proporciona un procedimiento de acondicionamiento de hidrocarburos pesados durante la recuperación de hidrocarburos de una formación de hidrocarburos pesados que comprende las etapas de: a) perforar un pozo en la formación de hidrocarburos pesados; b) introducir calor en el pozo para crear una cámara de movilización de hidrocarburos dentro de la formación de hidrocarburos pesados para promover la movilidad de hidrocarburos en el pozo; c) recuperar los hidrocarburos pesados desde el pozo de acondicionamiento a la superficie y almacenar inicialmente los hidrocarburos pesados en un depósito calentado; d) introducir hidrocarburos pesados del tanque calentado en el pozo a una temperatura y presión para promover reacciones de acondicionamiento de hidrocarburos en la cámara de movilización de hidrocarburos; e) sellar y mantener la presión en el pozo durante un tiempo suficiente para promover reacciones de acondicionamiento de hidrocarburos; y, f) despues de un tiempo suficiente, liberar la presión del pozo y recuperar los de hidrocarburos acondicionados desde el pozo.

En otras realizaciones, la invención incluye las etapas de introducir el catalizador en el pozo durante la etapa d); y/o la introducción de hidrógeno en el pozo durante la etapa d).

En otro aspecto, la invención proporciona un procedimiento para la recuperación y el acondicionamiento in situ de hidrocarburos en un par de pozos que tienen un pozo de inyección y un pozo de recuperación dentro de un depósito de hidrocarburos pesados que comprende las etapas de: (a) introducir una cantidad seleccionada de un fluido de inyección en caliente incluyendo una fracción de hidrocarburo pesado seleccionado de uno cualquiera de o una combinación de petróleo de pizarra, alquitrán, residuo atmosférico, residuo de vacío, o petróleo desalquitranado en el pozo de inyección para promover la recuperación de hidrocarburos y el acondicionamiento in situ; (b) recuperar hidrocarburos desde el pozo de acondicionamiento; (c) someter los hidrocarburos recuperados desde el pozo de recuperación a un proceso de separación en el que las fracciones pesadas y ligeras se separan para producir uno cualquiera de o una combinación de petróleo de pizarra, alquitrán, residuo atmosférico, residuo de vacío y una fracción de petróleo desalquitranado; y, (d) reintroducir uno cualquiera de petróleo de pizarra, alquitrán, residuo atmosférico, residuo de vacío o fracción de petróleo desalquitranado en el pozo como un fluido de inyección caliente bajo condiciones de temperatura y de presión para promover el acondicionamiento y repetir las etapas (a) a ( d).

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La invención se describe con referencia a las figuras adjuntas en las que: La figura 1 es un diagrama esquemático de un proceso acondicionamiento in situ asistido de residuo (RAISUP) de acuerdo con una primera realización de la invención; La figura 2 es un diagrama esquemático de un un proceso acondicionamiento catalítico in situ asistido de residuo (RAISCUP) de acuerdo con una segunda forma de realización de la invención; La figura 2A es una vista en planta esquemática de un proceso RAISUP usando múltiples pares de pozos; La figura 2B es una vista transversal esquemática de diversos procesos RAISUP usando uno o más pozos verticales como pozos de inyección/producción; La figura 3 es un diagrama esquemático de una cámara de acondicionamiento de acuerdo con una realización de la invención; La figura 4 es un diagrama esquemático de un gradiente de temperatura típico en un par de pozos de acondicionamiento y una cámara de recuperación de acuerdo con una realización de la invención; La figura 5 es un diagrama esquemático de las instalaciones de superficie para un par de pozos de acondicionamiento de acuerdo con otra realización de la invención; La figura 6 es un diagrama esquemático de las instalaciones de superficie para un par de pozos de acondicionamiento de acuerdo con otra realización de la invención que usa petróleo desalquitranado; La figura 7 es un diagrama esquemático de las zonas de acondicionamiento de acuerdo con la invención; y, La figura 8 es un diagrama esquemático de otra realización de la invención usando una metodología de succión y soplado.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Información general De acuerdo con la invención y con referencia a las figuras, se describen los sistemas, aparatos y procedimientos para el acondicionamiento in situ de hidrocarburos en las operaciones de recuperación de hidrocarburos. En particular, los procedimientos permiten el acondicionamiento de petróleos y alquitrán pesados dentro de una perforación de un pozo de producción y una cámara de formación usando fluidos de inyección en caliente. En una primera realización, el fluido de inyección en caliente incluye una fracción de residuo. En una segunda realización, el fluido de inyección incluye petróleo desalquitranado. En ambos casos, el gas hidrógeno y un catalizador pueden ser inyectados junto con el residuo caliente o petróleo desalquitranado para promover un acondicionamiento in situ y la recuperación de los petróleos pesados y alquitrán.

De acuerdo con la invención y en el contexto de esta descripción, se proporcionan las siguientes definiciones generales de los terminos usados en el presente documento. Hidrocarburos extra pesados se definen generalmente como aquellas fracciones de hidrocarburos que se destilan por encima de temperaturas de 500 °C (presión atmosférica) o tiene una gravedad API de menos de 10 (mayor que 1000 kg/m3). Los hidrocarburos pesados se destilan a temperaturas entre 350 °C y 500 °C o tienen una gravedad API de 10 a 22,3 (920-1000 kg/m3). Los hidrocarburos medianos se destilan a temperaturas entre 200 °C y 350 °C y generalmente se define teniendo una gravedad API entre 22,3 API y 31,1 API (870 a 920 kg/m3). Los hidrocarburos ligeros se definen por tener una densidad API superior a 31,1 API (menos de 870 kg/m3) y se destilan por debajo de 200°C.

Una fracción de residuo es la fracción que destila a temperaturas superiores a 540 °C. Una fracción de petróleo desalquitranado (DAO) es una fracción cruda producida en una unidad de desalquitranado (DAU) que separa asfalto de alquitrán.

Acondicionamiento in situ asistido de residuo (RAISUP) En una primera realización, como se muestra en la figura 1, la invención proporciona un sistema para el acondicionamiento in situ asistido de residuo (RAISUP) en una cámara en el acondicionamiento in situ 12 que tiene un par de pozos de acondicionamiento 13. De acuerdo con esta forma de realización, uno de los pozos del par de pozos de acondicionamiento es un pozo de inyección 16 y el otro pozo es un pozo de recuperación 18. Pares de pozos pueden ser horizontales, verticales o inclinados y pueden comprender combinaciones de tales pozos, como se muestra en la figura 2b. Para los propósitos de descripción, un par de pozos horizontales se describe aunque se entiende que otras combinaciones de pares de pozos pueden ser usadas. Inicialmente, el fluido caliente o vapor se inyecta en el pozo de inyección, provocando que una cámara 12 crezca en y alrededor del punto de inyección 16a. El pozo de acondicionamiento 18 sirve para recoger los fluidos recuperados, desde el cual fluyen los fluidos recuperados o se bombean a la superficie. En la superficie, los fluidos recuperados entran en una columna de destilación atmosferica y/o de vacío 20 en la que el petróleo pesado se separa en fracciones por peso, dejando en la parte inferior de la columna de destilación una fracción de residuo atmosférico o vacío pesado 20a (la "fracción de residuo"), y en los niveles superiores de la columna, las fracciones de petróleo más ligeras 20b, los gases recuperados 20c y disolvente recuperado 20d (si se usa).

De acuerdo con la invención, los fluidos calientes inyectados en el pozo de inyección incluyen la fracción de residuo 20a de la columna de destilación, 20e, alquitrán adicional de otra fuente y/o 20f diluyente y/u otros fluidos calientes incluyendo vapor. Es importante destacar que la inyección de la fracción de residuo promueve que reacciones de craqueo/acondicionamiento térmico in situ se produzcan dentro de la formación. Además, la inyección de una fracción de residuo afecta a la eficiencia global del acondicionamiento de reacciones dado que las fracciones de petróleo pesado son más reactivas para calentar reacciones de acondicionamiento accionadas.

Es importante destacar que, la "reinyección" de la fracción de residuo caliente en el pozo de inyección también es una fuente eficaz para introducir calor en la cámara 12. Más aún, mientras que se prefiere que el residuo se recupera de una columna en el sitio de destilación 20, se entiende que la fracción de residuo 20a se puede formar en otro lugar en la superficie incluyendo el ser bombeada al sitio desde otros pozos o centros de procesamiento que pueden estar adyacentes o cerca del pozo como se muestra en las figuras 2A y 2B.

Por consiguiente, en una operación preferida, el residuo caliente se produce en la columna de destilación 20 y reinyecta en el pozo de inyección a alrededor de 350 ± 20 °C lo que idealmente proporciona una temperatura media del colector de petróleo del depósito de 320 ± 20 °C. Es importante destacar que, como la temperatura del residi/o caliente inyectado es así generalmente mayor que la de vapor, el residuo caliente hará que la cámara se expanda más rápidamente durante las operaciones de puesta en marcha y/o mantendrá más rápidamente un tamaño de estado estacionario.

Además, una temperatura del sumidero de alrededor de 320±20 °C promueve en el acondicionamiento termico in situ del alquitrán en el pozo de inyección y el depósito de petróleo mediante el aumento de la temperatura del alquitrán a una temperatura a la que pueden ocurrir reacciones de acondicionamiento (por ejemplo, craqueo térmico), así como la disminución de la viscosidad del alquitrán para incrementar la movilidad general del alquitrán en el depósito.

En condiciones de estado estacionario, el tiempo de residencia para el residuo inyectado puede variar entre aproximadamente 24-2400 (límite superior normal aproximadamente 500) horas dependiendo del tamaño de la cámara y la permeabilidad de los medios porosos como se entiende por los expertos en la téenica. El alquitrán recuperado será parcialmente pero significativamente acondicionado para producir una serie de productos de petróleo pesado con una viscosidad típica menos de 300 cPoises @ 60° F y 14-15 gravedad API en comparación con una gravedad API típica de 8-10 para alquitrán recuperado en condiciones similares. En condiciones típicas, un tiempo de residencia de 24-48 horas resultará en que más del 30 % del alquitrán recuperado será actualizando.

Una ventaja adicional de la inyección de residuo caliente de acuerdo con la invención es que el petróleo recuperado está a una temperatura más alta y contiene mucho menos agua que con inyección de vapor. Por consiguiente, la inyección de residuo caliente puede eliminar eficazmente la inyección de agua en el depósito, de tal manera que la única agua en el depósito será agua inherente. Como resultado de ello, el tratamiento de aguas y/o los costes de eliminación de agua se eliminarán o se reducirán sustancialmente.

Sin embargo, durante el arranque, el vapor puede ser inyectado en el pozo de inyección para comenzar a hacer crecer la cámara durante las fases de puesta en marcha, en cuyo caso el vapor es luego reemplazado progresivamente con el residuo caliente con el tiempo. Por lo tanto, durante el arranque, se pueden requerir de tratamiento y la recuperación de agua. Sin embargo, también hay que señalar que el uso de vapor en esta etapa podría ser reemplazado usando petróleo calentado desde un tanque de almacenamiento y que permita la recirculación de petróleo caliente dentro de los pozos hasta que los pozos logren la conectividad. La selección de cualquiera de vapor y/o petróleo calentado para realizar la conectividad puede hacerse sobre la base en las características específicas de una serie de pozos y la economía de esos pozos.

Alternativamente, el petróleo caliente (alquitrán, petróleo desalquitranado, gasóleo de vacío, etc.) se puede inyectar en las fases de puesta en marcha y usarse para el crecimiento de la cámara desde el principio si la economía de un proyecto en particular apoya de este enfoque.

Hay que señalar que el uso de residuos calientes para crecer la cámara generalmente se traduce en una mayor expansión horizontal de la cámara en lugar de la expansión vertical debida a la generalmente mayor permeabilidad horizontal de las formaciones de crudo pesado en comparación con la permeabilidad vertical. Es importante destacar que una cámara expandida más lateralmente puede resultar en una recuperación más completa que la cámara vertical típica de los procesos SAGD, dado que una mayor expansión horizontal se traducirá en un mayor volumen global de la cámara de acondicionamiento.

Acondicionamiento catalítico in situ asistido de residuo (RAISCUP) De acuerdo con otro aspecto de la invención y con referencia a las figuras 2-8, se describen sistemas y procedimientos para acondicionamiento catalítico in situ asistido de residuo (RAISCUP) en una operación de recuperación de hidrocarburos. En particular, estos procedimientos permiten el acondicionamiento con ayuda de catalizador de petróleos pesados y alquitrán dentro de una perforación de pozo de producción y la cámara formación que tiene un par de pozos.

Como se muestra en la figura 2, en esta realización, el catalizador 30 y el hidrógeno 28 se inyectan en el pozo de inyección para promover aún más reacciones de acondicionamiento incluyendo reacciones de hidrotratamiento e hidrocraqueo, además de reacciones de craqueo termico. Como en la figura 1 , el sistema incluye un par de pozos de acondicionamiento 13 que consiste en un pozo de inyección 16 y un pozo de acondicionamiento 18 en el que el pozo de inyección sirve como un punto de entrada para fluidos inyectados 38 y el pozo de acondicionamiento recoge fluidos recuperados 44 que fluyen o se bombean a la superficie. Como se explica en mayor detalle a continuación, cualquier pozo del par de pozos puede servir como el pozo de inyección. Sin embargo, para los fines de ilustración en situaciones con uno o más pares de pozos horizontales, las figuras 2-5 ilustran el pozo superior como el pozo de inyección 16 y el pozo inferior como el pozo de acondicionamiento 18.

En una realización, el sistema está diseñado para su uso con una pluralidad de pares de pozos horizontales servidos por una almohadilla de pozo 50 en la que uno de los pares de pozos adyacentes (50a, b, c, d) se usa para las reacciones de acondicionamiento (figura 2A). Por ejemplo, el alquitrán recuperado en pozos adyacentes (50 b, c, d) pueden ser acondicionado en un par de pozos 50a en el que todo el alquitrán recuperado de los pares de pozos adyacentes (aproximadamente 500 a 1.000 barriles por día por par de pozos) podría ser acondicionado en un par de pozos de acondicionamiento por razones de eficiencia.

En esta realización, como se muestra en la figura 2, los fluidos inyectados 38 comprenden preferiblemente hidrógeno 28, la fracción de residuo recuperada de la columna 20a, otro alquitrán 20e, diluyente 20f (opcional) y el catalizador 30. Como se ha indicado, el otra alquitrán 20e puede incluir alquitrán recuperado de los pares de pozos circundantes y/o de otras fuentes.

Inicialmente, durante el arranque normalmente se puede añadir de 10 a 15 % de diluyente (condensado) 20f (figura 1) al alquitrán caliente para ayudar en el transporte y la movilidad de alquitrán en el pozo durante el arranque y se explica en mayor detalle a continuación. Una vez que el par de pozos de acondicionamiento está experimentando una operación de acondicionamiento constante in situ, el diluyente puede ser retirado para su recielaje y no se inyecta más alquitrán en el depósito y en su lugar se usa la fracción residual de la columna de destilación.

Durante el funcionamiento en estado estacionario, el alquitrán entrante 20e y el diluyente 20f se mezclarán con el residuo caliente 20a junto con hidrógeno recuperado y formado 28 y el catalizador de formación 30 junto con el hidrógeno recuperado y los gases 32 antes de la inyección en el par de pozos de acondicionamiento. Los fluidos recuperados 44 se someten a separación de gas/fluido apropiada para recuperar algo de hidrógeno para la reinyección.

El catalizador es preferiblemente un nanocatalizador o catalizador ultradispersado, como se describe en la patente de Estados Unidos 7.897.537 incorporada aquí por referencia. El catalizador se puede producir en el sitio mediante el transporte de los precursores de catalizador al sitio, o un catalizador prefabricado puede ser transportado al sitio. El hidrógeno puede ser enviado inicialmente al sitio y producido con pequeñas unidades (generadores de hidrógeno) dado que la presión de hidrógeno y su consumo es mucho menor que el normalmente necesario en el acondicionamiento superficial convencional, y una vez iniciada la producción, como se señaló anteriormente, el hidrógeno sin reaccionar disuelto en el petróleo producido que sale a la superficie puede ser recuperado del proceso de destilación y separación de gas/líquido 32.

En el caso en que el tiempo de residencia promedio de los fluidos inyectados 38 en la zona del acondicionamiento sea de más de 150 horas, más del 45 % de las fracciones pesadas del petróleo se pueden convertir en petróleo acondicionado con 14-16° API. Despues de un tiempo de residencia suficiente, los fluidos recuperados 44 desde el pozo de recuperación 18 se introducen en la columna 20 para la separación. Los productos de petróleo de la fracción más ligera 20b se retiran y el catalizador residual, la fracción de residuo separado del residuo vacío/atmosféñco para recuperar y reciclar las partículas de catalizador, resultan en petróleo acondicionado 32 con más de 20° API. Los fluidos recuperados 44 están compuestos de hidrógeno en exceso, petróleo acondicionado de 14-16° API, alquitrán no convertido y residuo atmosférico/vacío, otros gases producidos (CH4, H2S y H2O de agua inherente), y el catalizador que no fue retenido en la zona de acondicionamiento.

En la superficie, el exceso de hidrógeno y otros gases 32 se separan y se recielan. Los líquidos restantes recuperados .44 se envían a la columna de destilación 20 para vacío/residuo atmosférico y recuperación del catalizador. Generalmente, se prefiere que la zona de acondicionamiento 40 retenga una proporción de partículas de catalizador, ya que minimiza el alcance de la recuperación del catalizador y reduce la cantidad de inyección del catalizador en curso que se produce, reduciendo así los costes de catalizador. En la columna de destilación, el diluyente 24 puede ser recuperado y reciclado a los pares de pozos adyacentes u otros si se desea. El petróleo acondicionado 34 derivado del residuo se envía al mercado. El catalizador recuperado y la fracción de residuo 20a se devuelven al par de pozos de acondicionamiento.

El catalizador generalmente será retenido en el depósito hasta que comienza a subir en los fluidos recuperados y alcanzará una cantidad meseta a una concentración inferior a la cantidad que se inyecta. Una concentración constante de catalizador vendrá a la superficie. Como el catalizador es más pesado (en términos de densidad) que las próximas moléculas de petróleo más pesadas, generalmente permanecen en el residuo durante la destilación. El arrastre y/o desplazamiento de las partículas es poco probable, ya que las columnas de destilación están generalmente diseñadas para evitar el arrastre y el desplazamiento. Sin embargo, los filtros normalmente se incorporarán aguas abajo de la parte inferior de la columna de destilación para retener cualquier partícula grande en el residuo (ya sea arena o partículas aglomeradas, incluyendo el catalizador que puede llegar a la superficie). Por otra parte, también se observa que los destilados más pesados desde una columna de destilación de vacío generalmente no llevan partículas de material carbonoso de densidad más ligera (partículas de coque micro) que eventualmente podrían ser arrastradas por destilación, lo que indica que estas columnas son eficaces para la separación de partículas. Por otra parte, la concentración del catalizador en la inyección será baja (menos de 1000 ppm en el residuo (< 0,1 % en peso) y será sustancialmente menor en los fluidos producidos; una norma BWS típica (agua de fondo y sedimentos) especifica un 0,5 % en peso por ejemplo.

Esto es, las partículas del catalizador se separan con eficacia con el menor coste del petróleo producido acondicionado restante en la fracción que se reciela al depósito. Como resultado, el petróleo más ligero producido a partir de la columna de destilación está generalmente listo para ser transportado sin contener partículas del catalizador. Además, la fracción de residuo reinyectado en última instancia se convierte completamente en fracciones más ligeras, y las fracciones más pesadas que no se pueden acondicionar finalmente abandonarán el depósito, si se desea.

Además, el asfalto contiene moleculas nafténicas que pueden someterse a repetidos ciclos de deshidrogenación e hidrogenación en la zona de recuperación 40. Por lo tanto, las moléculas nafténicas pueden contribuir a la redistribución de hidrógeno en moléculas más grandes de residuos, mejorando así la eficiencia de conversión de residuos según la siguiente ecuación química: ecuación 1 Cámara de acondicionamiento y recuperación El proceso RAISCUP también resulta en la recuperación de asfalto de la formación que aloja el par de pozos de acondicionamiento. Como se muestra en las figuras 2, 3 y 4, la cámara de acondicionamiento/recuperación 12 incluye generalmente dos zonas, a saber, la zona de acondicionamiento 40 y la zona de recuperación 42. La zona de acondicionamiento es generalmente la zona entre los pozos 50 a través de la cual fluyen los fluidos inyectados. Por lo general, se mantiene en alrededor de 350 °C mediante el calor de la reacción de acondicionamiento.

Por encima de la zona de acondicionamiento está la zona de recuperación. Como se muestra en la figura 3, el calor de la zona de acondicionamiento 40 se transfiere por conducción y calienta el asfalto circundante, reduciendo su viscosidad. Los vapores de hidrocarburos muy calientes, producidos por la reacción de acondicionamiento, y aumentados por el diluyente y el reciclado destilado de la superficie si es necesario, se elevan en la zona de recuperación, transfiriendo calor adicional por convección. Los vapores de hidrocarburos calientes se disuelven en el asfalto de formación y reducen aún más la viscosidad del asfalto de formación. El drenaje por gravedad, soportado por el desplazamiento del aumento de los gases 52, incluyendo hidrógeno, vapores de hidrocarburos, vapor de agua y otros gases, moviliza y recupera el asfalto 54 a través del pozo de recuperación. Este proceso resulta en el acondicionamiento del asfalto producido por pares de pozos adyacentes, así como la recuperación y el acondicionamiento del asfalto del par de pozos de acondicionamiento. En el par de pozos de acondicionamiento no se inyecta preferiblemente vapor, pero puede ser hidrógeno. Por lo tanto, el asfalto se recupera a través de la extracción de vapor, el drenaje por gravedad y el desplazamiento del gas junto con una contribución muy inferior a la recuperación (respecto a SAGD) de vapor del agua inherente.

Puesta en marcha Para iniciar los procesos RAISUP o RAISCUP, en una realización se perforan dos pozos horizontales, verticalmente separados aproximadamente 5 m de distancia, con la longitud de la sección horizontal sujeta a la optimización. Una mayor longitud generalmente aumentará la velocidad diaria de asfalto y acondicionamiento de residuos. A una temperatura de 350 °C, pueden inyectarse hasta 1000 barriles (~ 160 m3) por día por cada 100 m de longitud del pozo que comprenden un 50 % de asfalto y un 50 % de residuos. Por ejemplo, 5000 barriles por día de asfalto podrían fluir a través de un par de pozos de acondicionamiento de 1000 m de largo, proporcionando una capacidad suficiente para acondicionar el asfalto producido por 3 a 4 pares de pozos SAGD adyacentes que producen cada uno de 500 a 1000 barriles por día, así como una fracción de residuo recielado.

Como se ha señalado, los pozos opcionalmente/preferiblemente se calientan previamente mediante la recirculación de vapor o petróleo caliente dentro de los pozos. Como es sabido, durante el precalentamiento del vapor, e por lo general se llevarán aproximadamente 4 meses para establecer la comunicación de los fluidos calientes entre los pozos en los que la región entre los pozos 50 debe alcanzar una temperatura de aproximadamente 160 °C. Alternativamente a la inyección de vapor como se señaló anteriormente, un petróleo de baja viscosidad (gasóleo de vacío, VGO) a unos 300 °C se puede recircular dentro de los pozos para establecer la comunicación de los fluidos calientes entre los pozos en los que la región entre los pozos 50 debe alcanzar una temperatura de aproximadamente 160 °C. Como se indicó anteriormente, este procedimiento puede eliminar el uso de las necesidades de tratamiento del vapor y del agua, sin embargo, requiere una cierta capacidad de almacenamiento para el VGO inicial. Es decir, un volumen mayor que el volumen de los orificios del pozo calentados sería necesario en función del uso (o no) del VGO para la siguiente fase.

Después de la fase de precalentamiento, se inyecta petróleo de baja viscosidad a 350 °C (es decir, residuos atmosféricos o VGO usados durante el precalentamiento) y se hace circular usando el pozo superior para la inyección, y el pozo inferior para la recuperación. El petróleo inyectado se satura con hidrógeno y nano-catalizadores para protegerlo de coquización. Cuando la temperatura de la región entre los pozos alcanza aproximadamente 250 °C, el asfalto se inyecta en la posición del petróleo de baja viscosidad. El objetivo de esta fase consiste en calentar la zona entre los pozos a la temperatura de acondicionamiento deseada de 350 °C.

Al mismo tiempo, el volumen de hidrógeno en el fluido de inyección aumenta gradualmente hasta que se alcanzan las condiciones de exceso de hidrógeno requeridas para un acondicionamiento eficaz, aumentando el volumen fraccional ocupado por el gas en el par de pozos y en el espacio de los poros entre los pozos.

La presión de inyección se limita normalmente en el intervalo de 2.000 a 3500 kPa (~300 a 500 psi) para permanecer por debajo de la presión de fractura de la formación y asegurar la contención del gas para la mayoría de los depósitos de arenas petrolíferas. Obviamente, para los depósitos más profundos, la presión de inyección que se usa debe ser mayor y esto aumentaría aún más la eficiencia del proceso de acondicionamiento in situ de la invención.

Operaciones de estado estacionario Una vez que se alcanza una temperatura entre los pozos de 350 °C, comienza la inyección de asfalto y residuo de vacío con catalizadores de hidrógeno y de hidrocraqueo.

Los catalizadores de hidrocraqueo de superficie generalmente funcionan a altas velocidades de conversión de residuos, tan altas como del 90 %, y consumen 200-250 m3 de hidrógeno estándar por m3 de residuo, con concentraciones de hidrógeno de entrada en un exceso de aproximadamente 3 veces la velocidad de consumo (~ 650 m3 de hidrógeno estándar por m3 de residuos). Las condiciones de acondicionamiento indicadas son para una conversión de residuos del 50 %, lo que requiere el consumo de hidrógeno de sólo 40-60 m3 de hidrógeno estándar por m3 de residuos. El hidrógeno inyectado también se estima en 3 veces la velocidad de consumo, o 150 m3 de hidrógeno estándar por m3 de asfalto. La inyección de hidrógeno en el proceso de la invención puede ser inyectado de una vez con el residuo que contiene el catalizador, o dividido en dos fracciones en el que normalmente alrededor de 1/3 del total inyectado con el residuo y 2/3 de burbujas de un revestimiento que se uniría a la parte superior del pozo de producción para enriquecer la zona de acondicionamiento con burbujas de hidrógeno.

Idealmente, la presión parcial de hidrógeno se mantiene superior a 2.500 kPa (360 psi) para una cinética de reacción eficaz. Las condiciones de hidrógeno en exceso descritas anteriormente asegurarán una suficiente presión parcial de hidrógeno en el pozo de inyección, la zona de acondicionamiento y los fluidos de producción.

En condiciones de inyección de 350 °C y 3450 kPa, los volúmenes de gas se reducen en aproximadamente 15 veces de las condiciones estándar. Además, se espera que del 5 al 10 % del volumen de hidrógeno inyectado se disuelva en el petróleo. Por lo tanto, suponiendo que la mezcla fluirá como una dispersión de gas en el petróleo (es decir, un régimen de burbujas) o en un régimen de flujo de burbujas-escoria mezclada, entonces la fracción de retención de gas será aproximadamente la misma que la fracción fluida de petróleo. Por lo tanto, el volumen fraccional ocupado por el gas en el pozo de inyección será del 50 % o menos.

En la zona de acondicionamiento, se consume aproximadamente un tercio del hidrógeno inyectado. Otros gases se producen mediante diversos mecanismos (en particular: metano, vapores de petróleo, vapor de agua inherente y sulfuro de hidrógeno). Por lo tanto, el volumen de gas fraccional se puede esperar que aumente a traves de la zona de acondicionamiento. El volumen de gas fraccional en la zona de acondicionamiento entre pozos será mayor del 25 %.

Se espera que la relación de gas a líquidos en el pozo de producción sea similar a las condiciones en el pozo de inyección.

Se espera que la forma de la cámara de acondicionamiento y de recuperación 12 sea una forma más elíptica que una forma cónica, como en los procesos SAGD. Dado que la permeabilidad vertical es generalmente sólo del 0,2 al 0,5 de la permeabilidad horizontal dentro de la formación, la dimensión lateral de la zona de acondicionamiento entre los pozos será normalmente mayor que la distancia vertical entre los pozos. Los factores que regulan la velocidad de crecimiento y la forma de la cámara se pueden evaluar mediante modelización numérica y física.

El tiempo de residencia en los orificios de los pozos será normalmente de aproximadamente 1 hora cada uno, pero dependerá de la velocidad de flujo del asfalto inyectado. Sin embargo, el tiempo de residencia en la región entre los pozos dependerá de factores tales como: a. Porosidad (normalmente alrededor del 30 %) b. Volumen fraccional de los líquidos (normalmente alrededor del 75 %) c. Movimiento lateral de los líquidos inyectados (normalmente de aproximadamente 5 a 10 m en cada dirección); y d. Velocidad de flujo de asfalto inyectado y residuo atmosférico.

El tiempo de residencia en la zona de reacción entre los pozos será de aproximadamente 50 a 500 horas (típico), igualando o excediendo los requisitos de la cinética de reacción para el catalizador de hidrocraqueo actual, como en la patente US 7.897.537.

La velocidad de inyección es una velocidad volumétrica constante, pero la producción se ajusta generalmente para mantener la presión constante en la cámara de reacción. Normalmente, la velocidad de producción de líquidos será mayor que la velocidad de inyección a causa de la expansión del volumen de petróleo a partir de la adición de hidrógeno y de recuperación incremental de la formación de acondicionamiento.

Algún acondicionamiento se producirá en los pozos, pero la mayoría se producirá en la zona de acondicionamiento. El acondicionamiento de adición de hidrógeno es un proceso exotermico y normalmente puede aumentar la temperatura del petróleo en aproximadamente un 40 °C en la zona de reacción. Este proceso exotérmico compensa más las pérdidas de calor locales y mantiene la zona de recuperación a temperaturas de acondicionamiento. El calor de las reacciones de hidrocraqueo oscila de 42 a 50 kJ por mol de hidrógeno y también es exotérmica.

La zona de acondicionamiento a 350 °C, con el tiempo, calentará por conducción la formación de asfalto circundante, la reducción de la viscosidad del asfalto circundante y hará el asfalto móvil. Parte del asfalto circundante, particularmente de las zonas por encima de la cámara, fluirá por gravedad a través de la zona de acondicionamiento al pozo de producción y será reemplazado por el aumento de hidrógeno y el gas producido. Por lo tanto, la zona de recuperación crecerá en tamaño a partir de la recuperación incremental.

Es importante destacar que, durante los procesos de acondicionamiento catalíticos, como consecuencia del aumento de las temperaturas de la cámara y las reacciones de acondicionamiento, una mayor proporción de las moléculas más pesadas, que de otro modo permanecerían adheridas a la arena de formación durante la recuperación mediante procedimientos convencionales, tales como un proceso SAGD, se movilizarán para su recuperación.

El acondicionamiento generará fracciones de petróleo ligero que se elevarán por encima de la zona de acondicionamiento con el hidrógeno y el gas producido. Estos vapores de hidrocarburos muy calientes actuarán como solventes y reducirán aún más la viscosidad del asfalto, además de causar efectos térmicos. La cantidad de vapores de hidrocarburos disponibles se puede aumentar mediante el recielaje de los destilados de la columna.

La recuperación incremental y el crecimiento de la cámara se accionarán mediante la extracción de vapor, drenaje por gravedad, y desplazamiento de gas. Las perdidas de calor y la disponibilidad de los vapores de hidrocarburos son dos factores que accionarán la recuperación incremental. Una estimación típica de la recuperación de asfalto a partir de la formación de acondicionamiento es de 50 barriles por día por cada 100 m de longitud de pozo, como es conocido por los expertos en la téenica.

Las pérdidas de calor serán significativamente menores que las pérdidas de calor SAGD típicas porque: a. el calor latente de hidrocarburos es menor que el del vapor; además, la mayoría de la transferencia de calor por conducción habrá que sea menos eficaz que la convección; b. la cámara de vapor por encima de la zona de acondicionamiento tendrá gases ligeros (por ejemplo, H2, CH4) y el agua condensada que forman una capa de aislamiento entre la zona de acondicionamiento y la sobrecarga; y, c. el tamaño de la cámara de vapor y el área de superficie para la transferencia de calor serán normalmente menores que en un sistema SAGD comparable.

Por otra parte, el gas en el fluido de producción proporcionará la elevación del gas, y no se inyecta agua y no se forma la típica cámara SAGD. Al final del acondicionamiento o durante las operaciones de acondicionamiento interrumpidas, el asfalto en el par de pozos de acondicionamiento pueden recuperarse mediante SAGD (si se implementa), debido a la presencia del par de pozos horizontales y la capacidad de generación de vapor del nivel de la almohadilla (si se implementa).

Alternativamente, la localización del par de pozos de acondicionamiento puede estar en una zona delgada de asfalto vecina que no se usa o se recupera de otra manera.

Consideraciones de equilibrio de masas Al considerar el equilibrio de masas del sistema basado en las condiciones típicas de operación como se describió anteriormente, el residuo de vacío se inyecta y circula a través de la zona de reacción entre los pozos a una velocidad de petróleo de hasta 10 veces más rápido que la velocidad de flujo de vapor de agua de un proceso SAGD típico. Sin embargo, la ausencia de vapor condensado significa que la velocidad de los líquidos es sólo 2,5 veces SAGD.

El hidrógeno inyectado tres veces en exceso sobre los requerimientos de consumo asegura una presión parcial de hidrógeno suficiente (2600 kPa) para la reacción cinetica eficaz. La incorporación de hidrógeno reduce gradualmente la concentración de hidrógeno y el volumen hasta en un tercio. Las condiciones de hidrógeno en exceso y la producción de otros gases compensan el consumo de hidrógeno y mantienen el volumen de gas fraccional a aproximadamente el 90 %.

El catalizador inyectado fluye con el petróleo inyectado. Algunas partículas del catalizador se depositarán sobre la arena en la zona de acondicionamiento, mientras que algunas saldrán con los fluidos producidos.

El asfalto hecho móvil mediante la extracción de vapor, las pérdidas de calor y el desplazamiento de gas fluye hacia abajo bajo el efecto de la gravedad. El hidrógeno, los vapores de hidrocarburos ligeros y otros gases (CH4, H2S y vapor de agua inherente) se elevan en la zona de recuperación.

La producción de líquidos está compuesta de asfalto acondicionado y residuo atmosférico, aumentado por la adición de hidrógeno y asfalto recuperado. Por lo tanto, la producción de líquidos es mayor que la inyección de líquidos.

Consideraciones del balance de energía Para el procesamiento de la superficie se requiere energía térmica para calentar el asfalto a 320 °C, operar la columna de destilación y entregar el residuo a 320 °C (figura 5). Los intercambiadores de calor se despliegan para maximizar la eficiencia energética mediante la refrigeración de fluidos calientes (es decir, el petróleo acondicionado se envía al mercado) con fluidos fríos (es decir, asfalto entrante). Otros requisitos de energía de superficie incluyen: a. la energía para operar el compresor de gas recielado y para restablecer la presión y el flujo en el gas de reciclado; b. la energía para la producción de hidrógeno y el tratamiento de gas; c. la energía para comprimir para hacer hidrógeno a la presión de inyección, si se requiere; y, d. perdidas de calor en el pozo de inyección.

El suministro de energía térmica incluye asfalto y residuo atmosférico a 300 °C que circula a través de la zona de acondicionamiento. Una fracción de la energía térmica contenida en el fluido circulante se pierde debido a la formación por conducción y convección (vaporización de fracciones de petróleo ligeras). Estas pérdidas de calor calientan el asfalto circundante y accionan la recuperación de asfalto incremental. Además, las reacciones de acondicionamiento en la zona de reacción generan energía térmica que compensa las pérdidas de calor y mantienen la zona de reacción a la temperatura deseada de 280-320 °C.

Los requisitos de energía térmica in situ incluyen el mantenimiento de la zona de acondicionamiento en 280-320 °C; la vaporización de fracciones de petróleo ligeras; el calentamiento de medios porosos y asfalto para movilización; el calentamiento de asfalto recuperado a la temperatura de acondicionamiento; y la vaporización de agua inherente.

Consideraciones de distribución de temperatura La figura 4 muestra las consideraciones de distribución de temperatura para los procesos RAISUP y RAISCUP. La formación circundante 56 tiene un gradiente de temperatura que varía de 10 °C más cercana a la superficie a la temperatura de movilización de asfalto (~ 100 °C) cerca de la zona de recuperación. La zona de recuperación 42 varía de temperaturas desde la temperatura de movilización de asfalto a 300 °C. La zona de acondicionamiento 40 se mantiene normalmente a una temperatura entre 280 °C y 320 °C. Las reacciones exotérmicas generan energía térmica y la temperatura aumenta a partir del calor de la reacción. La temperatura se disminuye mediante el flujo de asfalto más frío de la zona de recuperación.

La temperatura de entrada del pozo de inyección 16 es la de los fluidos inyectados, es decir, aproximadamente 300 °C. La temperatura de salida del pozo de recuperación 18 es la de los fluidos producidos, es decir, aproximadamente 280 °C.

Proceso e instalaciones de superficie La figura 5 es un diagrama esquemático de la disposición de las instalaciones de superficie potenciales de acuerdo con la invención. Como se muestra, dos pares de pozos se incluyen con una disposición como se describe en la figura 2A. Es decir, un primer par de pozos 13a es un par de pozos SAGD típico que se somete a inyección de vapor estándar mediante planta de vapor 60. Un segundo par de pozos 13b se somete al proceso RAISCUP. Los fluidos recuperados del primer par de pozos se pueden combinar con los fluidos del segundo par de pozos.

La mayor parte de la corriente de gas desde el pozó de producción, predominantemente exceso de hidrógeno, se recircula 32 con una corriente de gas de purga 60 enviada al tratamiento de gas 62. La corriente de gas de purga 60 se usa para controlar la concentración de los componentes de los gases producidos (es decir, gases C1-C4, H2S, CO-CO2) en el gas recielado. Puede ser necesario retirar el agua antes de la recompresión.

Los líquidos se envían a la columna de destilación 20. El petróleo acondicionado 34, con API mayor de 20° se envía al mercado 34a. Se puede añadir diluyente 34b, 64 al petróleo acondicionado.

Alternativamente, o además, una corriente de destilados/diluyente 64 se puede recuperar por separado y se recicla en el par de pozos de acondicionamiento para aumentar la cantidad de vapores de hidrocarburos disponibles para la extracción de vapor y controlar la extensión de recuperación de asfalto. Además, los destilados/diluyente pueden ser recuperados para ventas 64a.

La columna de destilación 20 produce residuos 26 que fueron convertidos en la cámara de acondicionamiento, junto con un catalizador recuperado que no fue retenido dentro de la cámara de recuperación. Este residuo 26 se recicla en el par de pozos de acondicionamiento a traves del acondicionamiento del residuo 26a.

El asfalto 22, desde una pares de pozos SAGD 13a adyacentes, se mezcla con residuos 26 con hidrógeno 28 y el catalizador 30. La corriente combinada se añade al gas reciclado 32, y se inyecta en el par de pozos de acondicionamiento 13b.

Un intercambiador de calor se puede usar para precalentar el asfalto entrante 22 y el diluyente 24 con el petróleo acondicionado 34 de ser enviado al mercado.

Se requiere un compresor de gas de recielaje 68 para restablecer las velocidades de flujo y la presión apropiadas en el gas reciclado. Tambien puede ser necesario un compresor 28a para el hidrógeno formado.

Elementos de control de procesos y mejoras Velocidad de inyección de asfalto La velocidad de inyección de asfalto determina el volumen acondicionado y también la velocidad de adición de energía térmica a la formación. La energía térmica proviene de las pérdidas de calor incurridas por el residuo de asfalto inyectado a 350 °C, y también por el calor generado in situ por reacciones de hidrocraqueo. Esta variable también determina la velocidad de fracciones de petróleo ligeras disponibles para la extracción de solvente. Por lo tanto, esta variable controla: a. la velocidad de producción de petróleo acondicionado; b. la velocidad de la recuperación incremental; y c. la velocidad de crecimiento de la cámara de reacción.

Lugar de inyección y producción La configuración inicial es la inyección desde el pozo superior y la producción desde el pozo inferior. Sin embargo, esta configuración puede invertirse y hacerse cíclica para controlar: a. la distribución de la temperatura en la cámara de reacción; b. la distribución del catalizador; c. la forma de la cámara de reacción; y d. la velocidad de recuperación incremental.

Pozo de inyección superior y pozo de producción inferior Después del inicio, la configuración convencional para un par de pozos es un pozo de inyección superior y un pozo de producción inferior, porque esta configuración minimiza la cantidad de zona de pago que está por debajo del pozo de producción. Como se comprende, la zona de pago por debajo del pozo de producción no se recupera cuando el movimiento del petróleo y el catalizador del pozo de inyección al pozo de producción siguen la dirección de la gravedad. Los vapores del petróleo producido en la región entre los pozos pueden subir en la zona de recuperación.

Pozo de inyección inferior y pozo de producción superior En una realización alternativa, una configuración de pozo de inyección inferior y pozo de producción superior maximiza la temperatura de la zona de reacción entre los pozos. La formación de asfalto que se moviliza desde las zonas de encima de la cámara es a temperaturas inferiores a 350 °C debido a que la movilización comienza a temperaturas tan bajas como de 150 °C. Una recuperación incremental de asfalto excesiva puede apagar la temperatura de la zona de reacción. Con el pozo superior siendo el productor, el asfalto recuperado se produce inmediatamente cuando llega al pozo de producción superior y no enfría la región entre los pozos. La temperatura de la región entre los pozos puede subir más que la temperatura de inyección debido al calor generado por las reacciones de acondicionamiento, y una zona más caliente entre los pozos maximiza el acondicionamiento. Además, el hidrógeno se eleva a traves de la zona de reacción entre los pozos.

Inyección de hidrógeno desde una cadena de tuberías dentro del pozo de producción inferior Se especifican condiciones de hidrógeno en exceso para asegurar que el hidrógeno suficiente está presente durante todo el proceso. Sin embargo, el hidrógeno es un gas muy ligero y la cantidad que puede fluir hacia abajo desde el inyector superior al productor inferior puede ser menor de la requerida. En este caso, la inyección de hidrógeno secundario puede proporcionarse a través de una cadena de tuberías insertada en el productor inferior, reponiendo así el suministro de hidrógeno en el pozo que rodea el productor inferior y en el interior de pozo de producción.

Calentamiento electrico En una realización adicional, teenologías de calentamiento eléctrico o de otro tipo pueden ser usadas para incrementar la cantidad de energía térmica suministrada si esto diera lugar a un rendimiento mejorado.

Estrategias de apagado y reinicio La interrupción no planificada de las operaciones probablemente causaría que los líquidos se acumularan en la parte inferior del pozo vertical, donde podrían enfriarse y solidificarse en el caso de una interrupción prolongada. Por lo tanto, se desea la medición y el control de la temperatura efectiva a lo largo de los dos pozos de inyección y de producción. La inyección puntual de VGO durante una interrupción no planificada de operación probablemente evitaría consecuencias adversas y también permitiría la sustitución de vapor como se indica anteriormente.

Resultados de modelado Los resultados del modelado de los procesos RAISUP y RAISCUP muestran que a 350 °C, más del 50 % del residuo de vacío se puede acondicionar basado en un tiempo de residencia más largo que 16 horas. El petróleo resultante recuperado y acondicionado tiene un peso específico de 16 API o mayor, con una viscosidad inferior a 200 cP (a 25 °C). La Tabla 1 muestra los datos de equilibrio de masas para un proceso de acondicionamiento catalítico típico con un tiempo de residencia de menos de 24 horas al 50 % de conversión de residuo de vacío, con el consumo de hidrógeno de 9 Nm3/ bbl y un consumo de catalizador de 0,10 tpd, con exclusión de la recuperación del catalizador.

Tabla 1 - Datos de equilibrio de masas para el proceso de acondicionamiento catalítico (Modelado) La Tabla 2 muestra los datos de equilibrio de calor modelados para un proceso de acondicionamiento catalítico.

Tabla 2 - Datos de equilibrio de calor para el proceso de acondicionamiento catalítico (Modelado) La Tabla 3 muestra los datos de equilibrio de calor para un proceso SAGD típico para comparación.

Tabla 3 - Datos de equilibrio de calor para un proceso SAGD típico La Tabla 4 muestra el calor recuperable de un proceso de acondicionamiento catalítico modelado.

Tabla 4 - Calor recuperable de petróleo acondicionado en proceso de acondicionamiento catalítico (modelado) Petróleo desasfaltado asistido en el acondicionamiento catalítico in situ (DAISCU) Una variación del proceso RAISCUP es un petróleo desasfaltado asistido en un proceso de acondicionamiento catalítico in situ (DAISCU). En esta realización, y con referencia a la figura 6, el asfalto 22 recuperado del par de pozos 13 se somete a procesos de desasfaltado para crear petróleo desasfaltado (DAO) que se usa como un portador de calor que se puede acondicionar para inyección y brea, en el que se usa una porción de la brea como combustible (la porción de combustible) y otra parte (la porción no combustible) de la brea se vuelve a mezclar con DAO para inyección. Generalmente, la proporción relativa de la porción de combustible y la porción no combustible depende del grado de recuperación que se logra, en el que la proporción cambiará a medida que el depósito se acerca a la temperatura objetivo en la zona de acondicionamiento.

En DAISCU, inicialmente durante la creación de la cámara de acondicionamiento, se moviliza asfalto y se produce por vapor para crear una cámara de acondicionamiento incipiente de una manera similar al inicio del RAISUP. Durante esta etapa, se separa el agua y el asfalto producido se almacena en un gran tanque 82 hasta que suficiente petróleo se asegura que inicia una operación de desasfaltado de solvente (SDO) que producirá petróleo desasfaltado (DAO) y brea, así como un aumento suficiente en la temperatura del DAO a la temperatura de reacción de acondicionamiento de ~ 320 °C.

Más específicamente, los fluidos recuperados 81 (que contienen asfalto y petróleo acondicionado) se introducen en un sistema de submicronización 80 para la creación de partículas muy pequeñas del asfalto recuperado. Los fluidos recuperados son bombeados al tanque de almacenamiento 82, que tiene un volumen suficiente para recoger y almacenar los fluidos recuperados para su posterior procesamiento. El gas 85 desde el tanque de almacenamiento puede estar sujeto a tratamiento de gases 62. Tras haber sido recogido un volumen adecuado de fluidos recuperados, los productos de petróleo acondicionados 34 (de la columna de destilación, no mostrada) se recogen y se suministran al mercado.

Las fracciones más pesadas 84a, que contienen fracciones sustancialmente más pesadas, se introducen en una unidad de desasfaltado de solvente 86, que por adición de solvente forma una fracción de petróleo desasfaltado (DAO) 87 y fracciones más pesadas de asfalto/brea 88a (fracción combustible) y 88b (fracción no combustible) dependerá del progreso relativo de la cámara de acondicionamiento y de las reacciones de acondicionamiento. La porción de combustible 88a se suministra al horno 90, en el que la porción combustible se quema junto con los gases recuperados 62a del tratamiento de gases 62 para calentar el DAO 87 para su inyección en el pozo 16.

La porción no combustible 88b puede ser devuelta al micronizador 80 y al sistema de almacenamiento 84.

El DAO calentado puede combinarse con hidrógeno 28 y el catalizador 30 como se describe anteriormente en la inyección.

Con referencia a la figura 7, la zona de acondicionamiento se describe en relación a los procesos DAISCU. La cámara de recuperación es similar a la de las figuras 1, 2, 3 y 4. Como se muestra, los pozos superiores e inferiores permiten la inyección de hidrógeno y el DAO se inyecta en el pozo de inyección superior. La zona de acondicionamiento puede describirse en general como que tiene tres regiones. En la primera región (a), hidrógeno, catalizadores y DAO se inyectan a la temperatura de reacción. Generalmente, el volumen del pozo de inyección determinará un tiempo de residencia del orden de 0,5 a 3 horas, de modo que se producirá un grado relativo menor (aproximadamente 10 %) de acondicionamiento.

La segunda región (b) se extiende inmediatamente por debajo del pozo de inyección y hacia el pozo de producción. En un pozo maduro, una cantidad significativa de asfalto ya se ha producido, por lo tanto, la zona puede describirse como que tiene un mayor grado de capacidad de inyección en comparación con otras zonas mientras se permite el flujo entre los pozos de inyección y de producción. Como tal, el DAO inyectado fluirá predominantemente hacia abajo y se acondicionará en gran medida debido a las condiciones de reacción en esta zona.

El asfalto en la región por encima del pozo de inyección fluye hacia abajo como resultado del calor de la disolución y de convección transferido por los vapores de los hidrocarburos volátiles y los gases producidos durante el acondicionamiento, mediante el hidrógeno inyectado, pero tambien mediante el vapor sobrecalentado formado a partir de agua inherente. Todos estos gases tienden a concentrarse y el reflujo en la parte superior de la cámara con capacidades de transporte de calor y solvente ayuda en la movilización del asfalto hacia abajo hacia el pozo de producción. Así, el asfalto desde la parte superior del pozo de inyección también se acondiciona con la zona (b).

El asfalto calentado conductivamente por el DAO adyacente a las paredes laterales de la región entre los pozos también se moviliza y se acondiciona de manera significativa, cuando se mezcla con los catalizadores que llevan DAO cerca del pozo de producción y en contacto con el flujo de hidrógeno que emana del revestimiento(s) de hidrógeno conectado(s) éxternamente al hemisferio superior del pozo de producción.

La tercera región, zona (c), se encuentra alrededor del pozo de producción y proporciona volumen adicional y, por lo tanto, el tiempo de residencia para completar la recuperación antes de que el petróleo producido llegue a la superficie o la temperatura cae por debajo de la temperatura de reacción.

Acondicionamiento nano-cataiítico in situ (n-CISU) En una realización adicional, y con referencia a la figura 8, se describe una teenología de acondicionamiento nano-catalítico in situ (n-CISU). El proceso n-CISU se puede aplicar a una configuración de pozo simple usando la extracción de succión y soplo. En esta realización, un pozo vertical 13c puede usarse en el que fluidos calientes (es decir, incluyendo petróleo producido) junto con otros aditivos que incluyen hidrógeno 28 y el catalizador 30 se bombean en el pozo. Despues de la inyección, el pozo se sella y se presuriza durante un tiempo de calado para permitir que se produzca el acondicionamiento in situ. Después de un tiempo de calado suficiente, se libera la presión y los fluidos que incluyendo el petróleo acondicionado 80 se bombean desde el pozo. El ciclo se puede repetir siempre que el pozo sea productivo.

En mayor detalle, las fases de inicio y de producción se pueden lograr en la siguiente descripción representativa. Inicialmente, el vapor 60 se usa para precalentar la zona de depósito alrededor de un pozo vertical 13, de acuerdo con los procedimientos normales de succión y soplo. Durante esta fase, las cantidades preliminares de petróleo/asfalto 80 se producirán desde el pozo y se almacenan en un tanque calentado 62 (T ~ 80-140 °C) para su uso posterior. Una vez que se ha creado suficiente capacidad de inyección (si inicialmente era no existente), el petróleo almacenado 62a se usa para dos propósitos, primero para dispersar nano-catalizadores 30 (en una concentración aproximada de 600 ppm) en ese petróleo y segundo para transmitir calor al depósito a una temperatura típica de inyección de 270 a 290 °C. El catalizador se inyecta una vez en el primer ciclo de inyección y en una pequeña cantidad. Cualquier catalizador adicional puede ser introducido durante ciclos sucesivos para mantener la concentración de catalizador a un nivel deseado. El hidrógeno 28 es coinyectado con el petróleo en curso (relación de HVasfalto de 90 sm3/asfalto o m3 de petróleo).

El material inyectado se introduce a una presión ligeramente superior a la presión del depósito. Una vez que el petróleo caliente se ha inyectado suficiente (normalmente aproximadamente el 90 % del petróleo se produce inicialmente y se almacena durante 10-15 días de producción inicial), se mantiene un período en un pozo cerrado (tiempo de calado) de entre 10 a 15 días. Durante el tiempo de calado, el petróleo inyectado y el petróleo que se recuperado se acondicionan.

Durante el calado, la composición y la presión del gas del pozo se monitoriza para asegurar que se mantienen las condiciones favorables de acondicionamiento. Se puede añadir hidrógeno adicional durante el tiempo de calado que sea necesario para mantener la presión del depósito y para promover la cinetica de las reacciones favorables.

El hidrógeno se consume normalmente en una proporción de 15 sm3 por barril de petróleo inyectado y producido.45 sm3 de hidrógeno por barril de petróleo/asfalto calentado inyectado puede ser consumido como un máximo, asumiendo que la productividad del petróleo se duplica respecto a una operación en seco de succión y soplado estándar (la más alta expectativa). Por lo tanto, aproximadamente se consumiría del 25 al 50 % del hidrógeno inyectado.

Después del período de calado, los fluidos recuperados serán sometidos a destilación en la columna de destilación 20 para realizar la separación del petróleo acondicionado para el mercado 34 y la recuperación de los componentes del gas 85. Como en las realizaciones anteriores, los componentes de alta viscosidad, incluyendo residuos, pueden reinyectarse en el pozo cuando se repiten los ciclos.

La misma metodología general se puede aplicar a cada una de las configuraciones, de los pozos, como se muestra en la figura 2B.

Otra comparación con SAGD Los procedimientos y aparatos de acuerdo con la invención pueden proporcionar ventajas significativas sobre SAGD en términos de equilibrio energético global. Como es sabido, en una operación SAGD, el calor se inyecta en la formación en forma de vapor y generalmente se recupera como agua caliente. Como tal, en la superficie, el agua se calienta usando cantidades significativas de energía de combustibles fósiles para crear los volúmenes, presiones y temperatura necesarios del vapor para la inyección de fondo. Específicamente, la cantidad de energía necesaria para calentar el agua en vapor requiere la energía del calor de vaporización del agua para crear vapor. Mientras la energía del calor de vaporización del agua se introduce en el depósito cuando el vapor se condensa en agua, el agua vuelve a la superficie como una corriente de agua contaminada/mineral/hidrocarburo que requiere un tratamiento significativo antes de ser recalentados en vapor. Específicamente, los contaminantes minerales deben ser retirados para evitar incrustaciones en el equipo de generación de vapor, y el hidrocarburo debe separarse del agua.

Como se entiende, el coste energético de la eliminación de contaminantes minerales/hidrocarburos del agua tiene un requisito de energía asociado que se reduce significativamente con la teenología sujeto, ya que el volumen de agua recuperada a partir de la formación será significativamente menor, ya que generalmente la única agua presente en el sistema será agua inherente. Después de la separación de los hidrocarburos, puede que no sea necesario ningún tratamiento adicional del agua.

Como tal, el impacto medioambiental de la tecnología objeto es significativamente menor, ya que se requieren volúmenes significativamente menores de agua para el proceso. Se podría lograr la eliminación de los estanques de sedimentación.

Además, como las reacciones de acondicionamiento in situ son reacciones exotérmicas, se reduce el requisito de entrada de calor en la superficie.

Formaciones de carbonato y recuperación mejorada de petróleo en depósitos convencionales La tecnología también puede aplicarse a otras formaciones más allá de depósitos de crudo pesado, incluyendo depósitos convencionales que pueden estar en declive en la producción, depósitos más profundos que las arenas bituminosas que son relativamente poco profundas, y las formaciones de carbonato. En particular, en comparación con SAGD que puede ser aplicado en general sólo a depósitos de tipo relativamente poco profundo, las metodologías del objeto se pueden aplicar a otras formaciones como una técnica de recuperación mejorada de petróleo.

El petróleo recuperable adicional con el procedimiento de inyección de fluido caliente puede ser del 10 al 30 % mayor que el recuperado a traves de la estimulación de vapor, que son velocidades de recuperación significativamente más altas que las de las teenologías de inyección de vapor. Por otra parte, el petróleo producido con las tecnologías del objeto puede alcanzar el nivel transportable (m < 280 cPoises @ 25 °C) para arenas incrustadas de asfalto, con mínima o ninguna reducción en la permeabilidad del depósito y con al menos similar recuperación de petróleo.

Como resultado, las tecnologías pueden conducir a la eliminación de las instalaciones de acondicionamiento para permitir las necesidades de transporte y/o diluyente.

Aunque la presente invención se ha descrito e ilustrado respecto a realizaciones preferidas y usos preferidos de la misma, que és tan limitada, puesto que se pueden hacer modificaciones y cambios en la misma que se encuentran dentro del pleno alcance pretendido de la invención como es entendida por los expertos en la técnica.

Claims (67)

REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento para la recuperación y el acondicionamiento in situ de hidrocarburos en un par de pozos que tienen un pozo de inyección y un pozo de recuperación dentro de un depósito de hidrocarburos pesados, caracterizado porque comprende las etapas de: a) introducir una cantidad seleccionada de un fluido de inyección caliente que incluye una fracción de hidrocarburo pesado en el pozo de inyección para promover la recuperación del hidrocarburo y en el acondicionamiento in situ, y b) la recuperar hidrocarburos del pozo de recuperación.

2. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el pozo de inyección y el pozo de recuperación son un par de pozos horizontales.

3. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 1 o la reivindicación 2, caracterizado porque la fracción de hidrocarburo pesado se selecciona de uno cualquiera de o de una combinación de petróleo de pizarra, asfalto, residuo atmosférico, residuo de vacío o petróleo desasfaltado.

4. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, caracterizada porque los hidrocarburos recuperados desde el pozo de recuperación se someten a un proceso de separación en el que las fracciones pesadas y ligeras se separan y en el que la fracción pesada incluye una fracción de residuo.

5. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque la fracción de residuo del proceso de separación se mezcla con el fluido de inyección antes de su introducción en el pozo de inyección.

6. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque comprende además la etapa de mezclar los hidrocarburos pesados formados con el fluido de inyección antes de introducir el fluido de inyección en el pozo de inyección y en el que la temperatura y la presión del fluido de inyección se controlan para promover reacciones de acondicionamiento en el fondo del pozo.

7. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, caracterizado porque el fluido de inyección incluye diluyente.

8. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 7, caracterizado porque la temperatura y la presión del fluido de inyección se controlan para promover reacciones de acondicionamiento de craqueo termico.

9. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque la temperatura del fluido de inyección se controla para proporcionar una temperatura de sumidero del fondo de pozo de 320 ± -20 °C.

10. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9, caracterizado porque el tiempo de residencia en el fondo del pozo de los fluidos inyectados es de 24 a 2400 horas.

11. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10, caracterizado porque la temperatura y la presión de los fluidos de inyección se controlan de tal manera que más del 30 % del hidrocarburo pesado residual del asfalto recuperado se acondiciona en fracciones más ligeras dentro del depósito.

12. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 11 , caracterizado porque la temperatura y la presión de los fluidos de inyección se controlan de tal manera los hidrocarburos recuperados tienen una viscosidad de menos de 500 cp a 25 °C.

13. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque que los hidrocarburos recuperados tienen una viscosidad de menos de 250 cp a 25 °C.

14. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 2 a 13, caracterizado porque antes de la etapa a), se inyecta vapor en el par de pozos horizontales para iniciar la conexión entre el pozo de inyección y el pozo de recuperación y la formación de una cámara de reacción en el fondo.

15. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque antes de la etapa a) el vapor de agua se sustituye progresivamente con un fluido de hidrocarburo pesado, seleccionado de uno cualquiera de o de una combinación de petróleo pesado, petróleo de pizarra, asfalto, residuo atmosférico, residuo de vacío o petróleo desasfaltado.

16. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 15, caracterizado porque comprende además la etapa de mezclar un catalizador en el fluido de inyección antes de introducir el fluido de inyección en el pozo de inyección.

17. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque comprende además la etapa de mezclar hidrógeno en el fluido de inyección antes de introducir el fluido de inyección en el pozo de inyección.

18. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque las temperaturas y las presiones del fluido de inyección se controlan para promover uno cualquiera de o de una combinación de hidrotratamiento, hidrocraqueo o reacciones de craqueo de vapor.

19. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque el hidrógeno se mezcla con el fluido de inyección para proporcionar un exceso de hidrógeno para las reacciones de hidrotratamiento y el hidrotratamiento.

20. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 17 a 19, caracterizado por que el hidrógeno se inyecta a lo largo de la longitud del pozo de inyección.

21. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque aproximadamente 1/3 del hidrógeno se mezcla con el fluido de inyección en la superficie y aproximadamente 2/3 se inyecta en el depósito a lo largo de la longitud horizontal del pozo de recuperación.

22. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 21, caracterizado porque el hidrógeno se inyecta desde el pozo de recuperación a través de al menos un revestimiento configurado operativamente en el pozo de recuperación.

23. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 16 a 18, caracterizado porque el catalizador es uno cualquiera de o de una combinación de nanocatalizadores o catalizador ultradisperso.

24. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque el nanocatalizador tiene partículas con diámetros inferiores a 1 miera.

25. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado porque el catalizador ultradisperso tiene partículas con diámetros menores de 120 nm.

26. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 25, caracterizado porque una pluralidad de pares de pozos adyacentes interconectados están configurados en una sola almohadilla, en el que uno de los pares de pozos interconectados es un par de pozos de acondicionamiento y en el que los fluidos de hidrocarburos pesados recuperados de cada pozo se mezclan con el fluido de inyección del par de pozos de acondicionamiento.

27. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque los fluidos de hidrocarburos pesados incluyen uno cualquiera de o de una combinación de petróleo pesado, petróleo de pizarra, asfalto, residuo atmosférico, residuo de vacío o petróleo desasfaltado.

28. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 2 a 27, caracterizado porque el pozo de inyección y el pozo de recuperación tienen secciones horizontales superpuestas verticalmente y el pozo de inyección es el inferior entre el pozo de inyección y el pozo de recuperación.

29. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 2 a 27, caracterizado porque el pozo de inyección y el pozo de recuperación tienen secciones horizontales verticalmente superpuestas y el pozo de inyección es el superior del pozo de inyección y del pozo de recuperación.

30. Un procedimiento de acondicionamiento de hidrocarburos pesados durante la recuperación de hidrocarburos de una formación de hidrocarburos pesados, caracterizado porque comprende las etapas de: a) perforar un pozo de inyección y un pozo de recuperación en la formación de hidrocarburos pesados; b) crear una cámara de movilización de hidrocarburos dentro de la formación de hidrocarburos pesados mediante la introducción de un fluido caliente en el pozo de inyección para promover la movilidad de hidrocarburos en el pozo de recuperación; c) recuperar los hidrocarburos pesados del pozo de recuperación hacia la superficie; d) someter los hidrocarburos recuperados de la etapa c) a un proceso de separación para formar fracciones de hidrocarburos más ligeros y fracciones de hidrocarburos residuales pesados; e) introducir una porción o la totalidad de las fracciones de hidrocarburos residuales pesados a una temperatura y a una presión para promover las reacciones de acondicionamiento de los hidrocarburos en la cámara de movilización de hidrocarburos; y, f) recuperar los hidrocarburos mezclados y acondicionados del pozo de recuperación.

31. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 30, caracterizado porque una porción de la fracción residual pesada de la separación se usa como combustible para producir calor para calentar los fluidos de inyección para las reacciones de acondicionamiento.

32. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 30, caracterizado porque comprende además la etapa de someter una porción de los hidrocarburos más ligeros a procesos de separación adicionales para la formación de fracciones de hidrocarburos adicionales.

33. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 30 a 32, caracterizado porque la etapa e) incluye la introducción de un catalizador en el pozo de inyección para promover el acondicionamiento catalítico en el pozo de inyección y la cámara de movilización de hidrocarburos.

34. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 30 a 33, caracterizado porque la etapa e) incluye además la introducción de hidrógeno en el pozo de inyección para promover reacciones de acondicionamiento dentro de la cámara de movilización de los hidrocarburos.

35. Un sistema para la recuperación y el acondicionamiento in situ de hidrocarburos pesados dentro de una formación de hidrocarburos pesados, caracterizado porque comprende: a) un pozo de inyección; b) un pozo de recuperación; estando el pozo de inyección y el pozo de recuperación conectados operativamente a una columna de destilación de hidrocarburos para la separación de fluidos recuperados del pozo de recuperación en fracciones pesada y ligera; c) un sistema de mezcla e inyección de fluido caliente conectado operativamente a la columna de destilación para la recuperación de fracciones pesadas de la columna de destilación y para la mezcla de la fracción pesada con fluidos de inyección adicionales para su inyección en el pozo de inyección.

36. El sistema de conformidad con la reivindicación 35, caracterizado porque comprende además un sistema de separación de gas/líquido conectado operativamente al pozo de recuperación para la separación de gas y líquidos recuperados del pozo de recuperación y para el suministro de líquidos separados a la columna de destilación.

37. El sistema de conformidad con una cualquiera de las reivindicaciones 35 a 36, caracterizado porque comprende además un sistema de inyección de catalizador conectado operativamente al sistema de mezcla y de inyección de fluido caliente para la introducción de catalizador al sistema de mezcla y de inyección de fluido caliente.

38. El sistema de conformidad con una cualquiera de las reivindicaciones 35 a 37, caracterizado porque comprende además un sistema de inyección de hidrógeno conectado operativamente al sistema de mezcla y de inyección de fluido caliente para la introducción de hidrógeno al sistema de mezcla y de inyección de fluido caliente.

39. El sistema de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 35 a 38, caracterizado porque comprende además un sistema de inyección de diluyente conectado operativamente al sistema de mezcla y de inyección de fluido caliente para la introducción de diluyente en el sistema de mezcla y de inyección de fluido caliente.

40. El sistema de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 35 a 39, caracterizado porque comprende además al menos un pozo de inyección y de recuperación adicional conectado operativamente a la columna de destilación para la introducción de hidrocarburos pesados adicionales del al menos un pozo de recuperación adicional a la columna de destilación.

41. Un procedimiento de acondicionamiento de hidrocarburos pesados durante la recuperación de hidrocarburos de una formación de hidrocarburos pesados, caracterizado porque comprende las etapas de: a) perforar un pozo de inyección y un pozo de recuperación en la formación de hidrocarburos pesados; b) crear una cámara de movilización de hidrocarburos dentro de la formación de hidrocarburos pesados mediante la introducción de un fluido caliente en el pozo de inyección para promover la movilidad de hidrocarburos en el pozo de recuperación; c) recuperar los hidrocarburos pesados del pozo de recuperación hacia la superficie; d) someter los hidrocarburos recuperados de la etapa c) a un proceso de separación de desasfaltado de solventes para formar un petróleo desasfaltado y una brea asfáltica; e) introducir petróleo desasfaltado de la etapa d) en el pozo de inyección a una temperatura y una presión para promover las reacciones de recuperación de hidrocarburos en la cámara de movilización de hidrocarburos; y, f) recuperar los hidrocarburos mezclados y acondicionados del pozo de recuperación.

42. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 41, caracterizado porque una porción de la brea asfáltica se usa como combustible para producir calor para calentar los fluidos de inyección para las reacciones de acondicionamiento.

43. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 42, caracterizado porque comprende además la etapa de usar una porción de los hidrocarburos más ligeros para procesos de separación adicionales para su comercialización.

44. Un sistema para la recuperación y el acondicionamiento in situ de hidrocarburos pesados dentro de una formación de hidrocarburos pesados, caracterizado porque comprende: un pozo de inyección; un pozo de recuperación; estando el pozo de inyección y el pozo de recuperación conectados operativamente a un sistema de desasfaltado de solvente para la recuperación de una fracción de petróleo desasfaltado para su mezcla con fluidos de inyección adicionales para su inyección en el pozo de inyección.

45. Un procedimiento de acondicionamiento de hidrocarburos pesados durante la recuperación de hidrocarburos de una formación de hidrocarburos pesados, caracterizado porque comprende las etapas de: a) perforar un pozo en la formación de hidrocarburos pesados; b) introducir calor en el pozo para crear una cámara de movilización de hidrocarburos dentro de la formación de hidrocarburos pesados para promover la movilidad de los hidrocarburos en el pozo; c) recuperar los hidrocarburos pesados del pozo de recuperación hacia la superficie y almacenar inicialmente los hidrocarburos pesados en un tanque calentado; d) introducir hidrocarburos pesados del tanque calentado en el pozo a una temperatura y a una presión para promover reacciones de acondicionamiento de hidrocarburos en la cámara de movilización de hidrocarburos; e) sellar y mantener la presión en el pozo durante un tiempo suficiente para promover reacciones de acondicionamiento de hidrocarburos; y f) despues de un tiempo suficiente, liberar la presión del pozo y recuperar los hidrocarburos acondicionados desde el pozo.

46. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 45, caracterizado porque comprende además la etapa de introducir el catalizador en el pozo durante la etapa d).

47. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 45 ó 46, caracterizado porque comprende además la etapa de introducir hidrógeno en el pozo durante la etapa d).

48. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 45 a 47, caracterizado porque las etapas b) a f) se repiten sucesivamente.

49. Un procedimiento para la recuperación y el acondicionamiento in situ de hidrocarburos en un par de pozos que tienen un pozo de inyección y un pozo de recuperación dentro de un depósito de hidrocarburos pesados, caracterizado porque comprende las etapas de: a) introducir una cantidad seleccionada de un fluido de inyección caliente que incluye una fracción de hidrocarburos pesados seleccionados de uno cualquiera o de una combinación de petróleo de pizarra, asfalto, residuo atmosférico, residuo de vacío o petróleo desasfaltado en el pozo de inyección para promover la recuperación de hidrocarburos y el acondicionamiento in situ ; y b) recuperar los hidrocarburos del pozo de recuperación; c) someter los hidrocarburos recuperados del pozo de recuperación a un proceso de separación en el que las fracciones pesadas y ligeras se separan para producir uno cualquiera de o fr una combinación de petróleo de pizarra, asfalto, residuo atmosférico, residuo de vacío y una fracción de petróleo desasfaltado; d) reintroducir uno cualquiera del petróleo de pizarra, asfalto, residuo atmosférico, residuo de vacío o fracción de petróleo desasfaltado en el pozo como fluido de inyección caliente bajo condiciones de temperatura y de presión para promover el acondicionamiento y repetir las etapas a) a d).

50. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 49, caracterizado porque el depósito de hidrocarburos pesados incluye asfalto y el asfalto se recupera del pozo de recuperación.

51. El procedimiento de conformidad con las reivindicaciones 49 ó 50, caracterizado porque el pozo de inyección y el pozo de recuperación son un par de pozos horizontales.

52. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 49 a 51 , caracterizado porque en la etapa d) la fracción es una fracción de residuo de vacío.

53. El procedimiento de conformidad con una cualquiera de las reivindicaciones 49 a 52, caracterizado porque el fluido de inyección caliente incluye diluyente.

54. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 49 a 53, caracterizado porque la temperatura y la presión del fluido de inyección caliente se controlan para promover reacciones de acondicionamiento de craqueo térmico y una temperatura de sumidero del fondo del pozo de 320 ± 20 °C.

55. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 50 a 54, caracterizado porque la temperatura y la presión de los fluidos de inyección calientes se controlan de tal manera que más del 30 % de asfalto recuperado se acondiciona en fracciones más ligeras dentro del depósito.

56. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 49 a 55, caracterizado porque la temperatura y la presión de los fluidos de inyección calientes se controlan de tal manera que los hidrocarburos recuperados tienen una viscosidad de menos de 500 cP a 25 °C.

57. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 49 a 55, caracterizado porque la temperatura y la presión de los fluidos de inyección calientes se controlan de tal manera que los hidrocarburos recuperados tienen una viscosidad de menos de 250 cP a 25 °C.

58. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 49 a 57, caracterizado porque comprende además la etapa de mezclar un catalizador en el fluido de inyección caliente antes de introducir el fluido de inyección en el pozo de inyección.

59. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 49 a 58, caracterizado porque comprende además la etapa de mezclar hidrógeno en el fluido de inyección caliente antes de introducir el fluido de inyección caliente en el pozo de inyección.

60. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 59, caracterizado porque las temperaturas y las presiones del fluido de inyección caliente se controlan para promover uno cualquiera de o de una combinación de hidrotratamiento, hidrocraqueo o reacciones de craqueo de vapor.

61. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 59, caracterizado porque el hidrógeno se mezcla con el fluido de inyección caliente para proporcionar exceso de hidrógeno para el hidrotratamiento y las reacciones de hidrotratamiento.

62. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 49 a 61 , caracterizado porque el hidrógeno se inyecta a lo largo de la longitud del pozo de inyección.

63. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 62, caracterizado porque aproximadamente 1/3 del hidrógeno se mezcla con el fluido de inyección caliente en la superficie y aproximadamente 2/3 se inyecta en el depósito a lo largo de la longitud horizontal del pozo de recuperación.

64. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 59, caracterizado porque el hidrógeno se inyecta desde el pozo de recuperación a través de al menos un revestimiento configurado operativamente en el pozo de recuperación.

65. El procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 58 a 64, caracterizado porque el catalizador es uno cualquiera de o de una combinación de nanocatalizadores o catalizador ultradisperso.

66. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 65, caracterizado porque el nanocatalizador tiene una partícula promedio de menos de 1 miera.

67. El procedimiento de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado porque el catalizador ultradisperso tiene un diámetro medio de partícula inferior a 120 nm.