Un sistema sincronizado de producción de crudo utilizando el proceso de combustión in-situ que utiliza la medición, el monitoreo y el control de las condiciones operacionales en tiempo real que comprende, al menos un pozo inyector (1 ) y, al menos un pozo productor (2) y al menos un pozo sincronizador (3) inclinado, caracterizados porque la punta del al menos un pozo productor (2) y aquella del al menos un pozo sincronizador (3) inclinado que se encuentran dentro del yacimiento tienen la punta de la tubería tiene una orientación hacia afuera con respecto al pozo inyector (1 ), caracterizados por comprender elementos de medición, monitoreo y control en donde, dichos elementos de medición y monitoreo envían las señales e información detectada por los mismos, a una o varias unidades de procesamiento, conjunta o independiente, que se encargan de evaluar, mediante un modelo analítico, las condiciones de combustión en el sistema pozo-subsuelo y el avance del frente de combustión y, en función de los resultados, sincronizar las operaciones de producción, de tal manera que cada pozo sea operado o manipulado remotamente en sus válvulas de control para así influir en la dirección de desplazamiento del frente de combustión.

ANTECEDENTES TECNICOS

Crudo pesado o crudo extra pesado es cualquier tipo de petróleo crudo con altas densidades que no fluye con facilidad. Se le denomina "pesado" debido a que su gravedad API es inferior a 21 ,9 ⁰ API. La mayor reserva de petróleo pesado en el mundo se encuentra al norte del Río Orinoco en Venezuela, pero se sabe que 30 o más países tienen reservas del mismo tipo. Canadá cuenta con grandes reservas de crudo pesado principalmente en las provincias de Alberta y Saskatchewan. En este sentido, se han desarrollado en las últimas décadas diferentes técnicas para producir de manera eficiente y económica dichos depósitos.

La producción de crudo pesado y extra-pesado presenta problemas particulares en comparación a la del crudo ligero debido a su alta viscosidad, y por consiguiente, baja movilidad y baja gravedad API.

Para superar estos problemas, se han desarrollado diferentes técnicas de Recuperación Térmica. Entre estas técnicas se encuentran los métodos de inyección de vapor en sus diferentes modalidades entre ellos el llamado Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor (por sus siglas en ingles: SAGD). Esta última técnica implica el uso de dos pozos horizontales en lugar de verticales, donde los operadores inyectan vapor a altas temperaturas en el pozo superior, el vapor fluye en el yacimiento y por transferencia de calor, reduce la viscosidad del crudo, el cual luego fluye por gravedad hacia el pozo de producción horizontal que se encuentra en la zona inferior. Según la bibliografía disponible, el SAGD tiene una tasa de recuperación estimada entre 20% y 50% del petróleo en sitio, sin embargo, el rango de aplicación se circunscribe a un tipo de yacimiento, principalmente no afectados por fuertes acuíferos y con excelente comunicación vertical.

Otro método térmico ampliamente utilizado, y de mayor rango de aplicación, es la combustión in situ. Este método consiste en calentar y oxidar una pequeña porción del petróleo existente en el yacimiento para generar energía térmica. Esta energía, permite el desplazamiento de un banco de petróleo considerable desde los pozos inyectores hacia los pozos productores, debido principalmente a la reducción de la viscosidad del crudo, la vaporización y el empuje de los gases formados en el proceso de combustión. Si bien este tipo de proceso existe desde hace muchos años, ha tenido algunas dificultades técnicas- operacionales que ha desmotivado su aplicación, una de ellas es el control y monitoreo del frente de combustión, el cual afecta directamente la eficiencia volumétrica de barrido y, por ende, la recuperación del petróleo existente en el yacimiento. Aun así, se han realizado esfuerzos para superar estas dificultades, lográndose porcentajes de recuperación mayores a 60 % del petróleo en el yacimiento, como ha sido reportado en algunas fuentes bibliográficas, así como en proyectos pilotos y comerciales realizados en el mundo. Los yacimientos con crudos pesados sometidos a empuje hidráulico responden favorablemente a este tipo de proceso.

En general, tres procesos químicos toman lugar en un proceso de combustión ¡n situ: Oxidación: La zona de combustión actúa como un pistón que desplaza los fluidos delante del frente de combustión hacia los productores. Coquización: El oxígeno se combina con el petróleo formando dióxido de carbono y calor. La reacción de combustión es mantenida mediante la inyección de aire, y el C0 ₂ liberado en el yacimiento crea un efecto de reducción de la permeabilidad relativa al agua, minimizando la movilidad de este fluido con respecto al petróleo. Craqueo: El craqueo térmico ocasiona un depósito del coque en el frente de fuego, generando en algunos casos, un mejoramiento del crudo en el subsuelo, los gases de combustión vaporizan el agua, mejoran el desplazamiento de los fluidos e incrementan la eficiencia de barrido del proceso. En resumen, el proceso de combustión in situ tiene varios beneficios, principalmente en yacimientos con alta saturación de agua o influencia directa de acuíferos con fuerte empuje hidráulico: beneficios por mejoramiento de la razón movilidad del crudo vs. agua, al reducirse la permeabilidad relativa al agua, influencia positiva en la segregación gravitacional por generación de una capa de gas secundaria a alta presión y, beneficios por reducción de la viscosidad del crudo por el calentamiento y miscibilidad del CO ₂ generado. Además, la saturación de petróleo residual se reduce y la saturación de agua irreducible aumenta por el incremento de la temperatura tal como ha sido reportado en la literatura petrolera, lo cual aumenta el flujo de petróleo y disminuye el flujo de agua.

Debido al volumen importante de reservas de crudo pesado y extra-pesado a nivel mundial, ha sido una preocupación de la industria petrolera mundial, la búsqueda de tecnologías que optimicen los procesos arriba descritos. En particular, una técnica de producción que monitoree y controle las condiciones especificas que se generan en un proceso de combustión in-situ y, de esta manera, se aumente la producción y reservas de hidrocarburos, entendiéndose como reservas, la cantidad de petróleo extraíble de los yacimientos en condiciones de rentabilidad económica. En este sentido, el principal objetivo de la presente invención es proveer de un sistema sincronizado de producción de crudo utilizando el proceso de combustión in-situ que cuente con elementos de medición, monitoreo y control en tiempo real, del frente de combustión y, adicionalmente, contemple una geometría y tipo de pozos que faciliten y hagan más eficiente la gerencia de operaciones de monitoreo y control de dicho frente de combustión.

Otro objetivo de la presente invención es la de proveer un sistema sincronizado de producción de crudo por combustión in-situ que presenta un tipo de pozo identificado como "sincronizador" inclinado, también equipado con elementos de medición y monitoreo, que puede cumplir deferentes funciones dentro del sistema y que hagan más eficiente las operaciones de control del frente de combustión. La función principal de los pozos sincronizadores (3) inclinados no solo es producir un mayor volumen de hidrocarburos, sino complementar las funciones de medición, monitoreo y control del frente de combustión. Todo esto con el fin de hacer el proceso más eficiente y obtener una mayor recuperación de reservas de hidrocarburos. Existe una justificación económica importante en relación a los pozos inclinados. Un pozo inclinado es mucho mas económico y sencillo de perforar que un pozo horizontal, aun cuando este tiene sus ventajas por la mayor área de flujo que representa. Su geometría o arquitectura no requiere la utilización de equipos sofisticados de perforación como las de los horizontales donde se tiene que ^" navegar ^" en arenas con espesores muchas veces muy pequeños que dificultan su trayectoria. Esos equipos, ^" Measurement While Drilling" (por sus siglas en inglés: MWD) son muy costosos y encarecen el costo del pozo. En campos con grandes volúmenes de reservas y donde convenga implantar procesos de combustión in situ y se requiere perforar pozos económicos, el costo de los pozos es extremadamente importante porque representa más del 60 % del costo total de las inversiones de un proyecto. De aquí el fundamento de disponer de pozos inclinados, sincronizadores, estratégicamente ubicados en el campo, que permitan monitorear y controlar el frente de combustión y mejorar la eficiencia volumétrica de barrido, maximizando la recuperación de reservas.

DESCRIPCION DE LA INVENCION Descripción de los dibujos

Figura 1.- Representación según el estado de la técnica de un arreglo para extracción de crudo de un reservorio por combustión in-situ, en el cual se muestran las dos zonas principales del sistema pozo-subsuelo y el frente que se desplaza desde el pozo inyector 1 hacia el productor horizontal 2. La zona de combustión C y la zona adyacente al frente de combustión, zona de no combustión D.

Figura 2.- Vista superior de un arreglo para extracción de crudo de un reservorio según el estado de la técnica en el cual se presenta un desplazamiento teórico ideal para el frente de combustión del sistema pozo- subsuelo desde un pozo inyector 1 hasta los pozos productores verticales 2. En esta figura las flechas indican la dirección del frente de combustión.

Figura 3.- Vista superior de un arreglo para extracción de crudo de un reservorio en el cual se presenta una de las tantas formas teóricas que podría tener el frente de combustión en el sistema pozo-subsuelo, por efecto de un desplazamiento irregular de crudo. Con esta figura se busca resaltar que en la vida real el frente de combustión no es homogéneo y esto afecta sin duda la productividad del proceso, la eficiencia volumétrica de barrido y por ende, la recuperación de las reservas de hidrocarburos. En esta figura las flechas indican la dirección del frente de combustión.

Figura 4a.- Vista superior de un arreglo para extracción de crudo de un sistema pozo-subsuelo de acuerdo a una primera modalidad posible de la invención con pozos productores inclinados en el instante ti (referencial), mostrando un frente de combustión irregular, bajo condiciones operacionales no-deseadas, sin aplicar conceptos de Gerencia Sincronizada de Operaciones, "GSO" para monitorear y controlar el frente de combustión y mejorar la eficiencia de desplazamiento o de barrido y la recuperación de reserva de hidrocarburos. En esta figura las flechas indican la dirección del frente de combustión.

Figura 4b.- Vista superior de un arreglo para extracción de crudo de un sistema pozo-subsuelo de acuerdo a la modalidad presentada en la figura 4a en el instante t ₂ (referencial y posterior en el tiempo con respecto a t-i) mostrando un frente de combustión uniforme y óptimo bajo condiciones operacionales deseadas, después de las tareas de sincronización por monitoreo y control de la invención. En este caso, se han aplicado conceptos de Gerencia integrada de Operaciones para medir, monitorear y controlar el frente de combustión. En esta figura las flechas indican la dirección del frente de combustión.

Figura 5.- Vista lateral del interior de la zona X de la figura 4b, en donde se observa la posición relativa entre los pozos inyector, productores inclinados y sincronizadores, en donde se resalta una primera configuración posible de la invención con pozos productores y sincronizadores inclinados. Figura 6.- Vista superior de un arreglo para extracción de crudo de un sistema pozo-subsuelo de acuerdo a una segunda modalidad posible de la invención en la cual se emplean pozos multilaterales, cómo productores y pozos sincronizadores inclinados estratégicamente ubicados. Está configuración de los pozos productores multilaterales y sincronizadores inclinados representa la configuración opcional de la invención. Nótese que la dirección de la sección multilateral de los pozos productores y sincronizadores inclinados es hacia afuera, es decir, ^" outward ^" (por su nombre en ingles). En esta figura las flechas indican la dirección del frente de combustión.

Figura 7.- Vista lateral del interior de la zona X de la figura 6, en donde se observa la posición relativa entre los pozos inyector, productores multilaterales y sincronizadores inclinados y se resalta la configuración opcional de la invención .

Figura 8.- Vista superior de un arreglo para extracción de crudo de un sistema pozo-subsuelo de acuerdo a la modalidad opcional de la invención mostrando un frente de combustión uniforme y óptimo bajo condiciones operacionales deseadas, después de las tareas de sincronización por monitoreo y control de la invención. En esta figura las flechas indican la dirección del frente de combustión.

Figura 9.- Mapa que representa un yacimiento referencial empleado para simulación de un arreglo de acuerdo a la figura 6 en la invención donde se representan varias capas, arenas, petrolíferas de donde se extrae el petróleo y la ultima capa representa una zona de agua o acuífero y desde allí es donde viene la principal fuente de agua que se produce.

Figura 10.- Gráfica con el comportamiento de producción de los pozos sincronizadores (3a), (3b), (3c) y (3d), según figura 9, en barriles por día en función del tiempo, obtenido por simulación. Estos pozos normalmente son útiles para apoyar a los pozos productores en la extracción de crudo.

Figura 11.- Gráfica de producción estimada de barriles diarios en función del tiempo para los pozos multilaterales 2a, 2b, 2c y 3d producto de la simulación referencial efectuada.

Descripción

La presente invención, propone un arreglo sincronizado de pozos en un yacimiento de petróleo que permite medir, monitorear y controlar los parámetros del frente de combustión in-situ para lograr una extracción de hidrocarburos más eficiente del sistema pozo-subsuelo. Para que el proceso de extracción por combustión in-situ sea eficiente, principalmente en yacimientos que cuenten con un fuerte empuje hidráulico, es necesario mejorar la relación de movilidad agua/petróleo, por la reducción de la permeabilidad relativa del agua con respecto al petróleo y por la reducción de la viscosidad del crudo debido al efecto del calor generado en el yacimiento, aprovechando los efectos positivos de la miscibilidad del CO ₂ en el crudo. El resultado será, una mejor eficiencia de desplazamiento o volumétrica de barrido y por ende, una mayor recuperación de reservas de hidrocarburos.

Los procesos térmicos y reacciones cinéticas que ocurren en un proceso de combustión in situ serán los tradicionales. Por un lado, habrá un frente caliente de crudo en la zona de combustión C (ver figura 1 ), que ocasionará una disminución de la viscosidad del crudo y, por ende, incrementara la movilidad con respecto al agua, facilitando la entrada de petróleo en el pozo productor (2) más cercano. Con respecto al crudo que se encuentra en la zona de no combustión D o zona no influenciada directamente por el frente de combustión (ver figura 1 ), el calor transferido también tendrá un efecto positivo al reducir la viscosidad del crudo, que ocasionará una mejor movilidad del petróleo y por lo tanto, un mayor chance de recuperar más reservas de hidrocarburos.

Otra condición positiva, se presenta al fluir los gases producto del proceso de combustión hacia las zonas más altas en la estructura de la arena o tope del yacimiento. El efecto combinado de la transferencia de calor, la reducción de viscosidad de petróleo, y la segregación gravitacional por efecto de la formación de una capa de gas secundaria a mayor presión, hará que el petróleo fluya hacia abajo con el consiguiente beneficio en la eficiencia de barrido, mejor desplazamiento de petróleo y, por ende, en la recuperación de reservas de hidrocarburos.

En la figura 2 se muestra un sistema de recuperación de crudo por combustión de acuerdo al estado de la técnica, con un arreglo de 5 pozos invertidos, que a modo referencial, comprende un pozo inyector vertical (1 ) y cuatro pozos productores verticales (2). En esta figura, el pozo inyector (1 ) se encuentra ubicado dentro del arreglo, en el interior del área definida por los pozos productores (2). La función del pozo inyector (1 ) es la de proveer aire, oxígeno ó una mezcla de gases oxidantes, para desplazar el crudo en su área de influencia y mantener la reacción de combustión en el yacimiento. La zona (A) representa los límites del frente de combustión dentro del reservorio y las flechas sobre la misma representan la dirección teórica del frente a medida que el mismo avanza para alcanzar los pozos productores (2) y, de esta manera, extraer el crudo del yacimiento. En la vida real, el frente de combustión no viaja de manera homogénea por lo cual, a medida que trascurre el tiempo, la forma de la zona A se aleja generalmente de ser simétrica. En la figura 3 se muestra un ejemplo referencial de un sistema de recuperación de crudo por combustión en donde la zona B represente un frente de combustión cercano a la realidad, cuando no se toman previsiones para controlarlo. Como se puede observar el frente de combustión es amorfo y, en consecuencia, el crudo que se encuentra en la cercanía del pozo productor (2c) no podrá ser extraído del reservorio, afectando considerablemente la productividad de los pozos productores, la eficiencia volumétrica de barrido y la recuperación de reservas de hidrocarburos. Esta realidad podría ser subsanada incluyendo un mayor número de pozos productores (2) dentro del arreglo que a su vez cuenten con sistemas de monitoreo y control de las reacciones de combustión y del avance del frente de combustión, de manera de influir para que tome la dirección deseada. Sin embargo, esta adición de pozos productores adicionales (2) implicaría costos adicionales para perforar y completar los mismos, los cuales se convertirían en inútiles una vez que el frente de combustión (zona B) ha superado la zona por debajo de los mismos.

DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCION

El sistema sincronizado de producción de crudo utilizando el proceso de combustión in-situ de la presente solicitud propone: incluir elementos de medición, monitoreo y control en los pozos de inyección (1 ) vertical, productores (2) presentes en un arreglo de pozos y, adicionalmente, la introducción de un nuevo tipo de pozo llamado "pozo sincronizador" (3), inclinado, el cual incluye, a su vez, elementos de medición, de variables de presión de formación y temperatura, entre otros parámetros, a distintos niveles en el pozo, asimismo, de monitoreo y control de los gases generados por el frente de combustión. Un sistema de acuerdo a la invención comprende al menos un pozo inyector (1 ), al menos un pozo productor (2) y al menos un pozo sincronizador (3). En las figuras 4a y 4b se han incluido, de manera referencial, cuatro pozos sincronizadores inclinados (3) en un arreglo que comprende un pozo inyector (1 ) y cuatro pozos productores (2) inclinados.

La palabra "inclinado" utilizada en referencia a ciertos pozos, debe entenderse de manera que la inclinación del pozo puede ir desde la superficie hasta la punta del mismo, o comprender una sección vertical y luego una sección inclinada, pero en donde la sección inclinada está en contraposición a una sustancial mente horizontal o una sustancialmente vertical. En este sentido, un pozo productor (2) inclinado, así como un pozo sincronizador (3) inclinado de la presente invención, no contempla una configuración de pozo horizontal como se conocen en el arte, que incluyen una sección sustancialmente vertical y una sección sustancialmente horizontal conectada a la primera. Como se mencionó antes, cada pozo(s) inyector (1 ), productores (2) y sincronizadores (3) cuenta con elementos de medición, monitoreo y control del frente de combustión (zona B) y estos están relacionados con las funciones que presta cada pozo dentro del arreglo. En general, a través del pozo inyector

(1 ) , se inyecta el aire, gas oxidante, mezcla de gases oxidantes y otros fluidos requeridos para desplazar el crudo y mantener la reacción de combustión hacia los pozos productores (2) y sincronizadores (3) de una manera más eficiente. En cuanto a los pozos productores nuevos o que pudieran existir en el campo

(2) , los mismos cumplirán una doble función: en primer lugar, servirán para producir el crudo desplazado por el frente de combustión (zona de combustión) y de zonas adyacentes (zona influenciadas indirectamente por la transferencias de calor), incluyendo crudo desplazado por segregación gravitacional. En segundo lugar, los eventuales pozos productores (2) servirán de pozos de monitoreo de las condiciones de combustión en el sistema pozo-subsuelo. Los pozos sincronizadores (3) inclinados, debidamente instrumentadas con sensores remotos de presión y temperatura, entre otros, tendrán varias funciones: En primer lugar, servirán de soporte o apoyo a los pozos productores (2) para medir, monitorear y controlar el frente de combustión, mediante gerencia sincronizada de operaciones; en segundo lugar, servirán como productores adicionales y, en tercer lugar, pueden servir de pozos de desahogo de gases no deseados en el sistema pozo-subsuelo, cuando así se requiera. Finalmente, estos pozos sincronizadores (3) inclinados podrían ser convertidos en inyectores de gas oxidante, si las condiciones del proceso lo requieren y permiten. La construcción de ellos se hace de tal manera que sea factible técnicamente hacerlo (ver figuras 5 y 7).

Entre los elementos de medición y monitoreo a instalar se encuentran sensores de presión y temperatura, que operan en tiempo real a distancia, sin embargo, no se descartan otros elementos de control del frente de combustión, como la sísmica 4D o registros de flujo o de imágenes instalados en alguno o en todos los pozos. Dichos elementos de medición y monitoreo envían las señales e información recogida por los mismos a una unidad de procesamiento, la cual se encarga de evaluar las condiciones de combustión del sistema pozo- subsuelo y el avance del frente de combustión. Si las mediciones obtenidas en cada tipo de pozo se encuentran dentro de las condiciones operacionales deseadas, los pozos inyector (1 ), productores (2) y pozos sincronizadores (3) inclinados, continuarán sus funciones básicas dentro del arreglo. Por el contrario, si las mediciones obtenidas, muestran que una zona está siendo influenciada negativamente o, preferencialmente por el proceso de combustión hacia una dirección indeseada, se activa el proceso de "Gerencia Sincronizada de Operaciones, GSO", el cual consiste en sincronizar las operaciones de producción de tal manera que cada pozo o grupo de ellos, sea manipulado remotamente en sus válvulas de control para influir en la dirección de desplazamiento del frente de combustión y uniformarlo. Por ejemplo, si en determinado momento el frente de combustión avanza de manera preferencial o prematura hacia una determinada dirección, se detectará un cambio en el perfil de temperatura y presión de algún pozo sincronizador (3) inclinado o productor (2), esos cambios serán registrados inmediatamente en la unidad de procesamiento de datos y en ellas, los operadores pueden emitir instrucciones a control remoto, a distancia y en tiempo real a algún o algunos pozos sincronizadores (3) inclinados o productores (2). Esas instrucciones, consistirán en la gerencia sincronizada y a distancia de las válvulas de control de producción de dichos pozos obligando a modificar el patrón de producción y por ende, el avance del frente de combustión, re direccionándolo hacia la dirección que se desee. El operador podría incluso enviar instrucciones al pozo inyector para disminuir, incrementar o regular la cantidad de gas oxidante que está inyectando al sistema pozo-subsuelo.

Las instrucciones, también podrían ser dadas para cerrar por completo pozos, incluso accionar los sistemas de inyección de agua para controlar cualquier situación anormal que se presente en algún pozo o en el mismo yacimiento

Otro escenario planteado es que los pozos sincronizadores (3) inclinados pueden actuar como pozos o válvulas de desahogo en caso que la concentración de gases dentro del reservorio sobre pase los valores permitidos; en dicho caso, la unidad de control enviaría una instrucción para activar la función de desahogo o extracción de gases.

El número y geometría de los pozos inyector (1 ), productor (2) y sincronizador (3) inclinado en el arreglo del sistema de la invención, dependerá del tipo de yacimientos, tipo de arreglos y condiciones de explotación del yacimiento. Los pozos inyector (1 ), productor (2) y sincronizador (3) inclinado, se encuentran en un arreglo geométrico particular según los requerimientos del sistema pozo- subsuelo a producir.

Cada pozo del arreglo de la figura 4a y 4b, ya sea inyector (1 ), productor (2) inclinado o sincronizadores (3) inclinados, estarán conectado a una o varias unidades de procesamiento conjunta o independiente. En cualquiera de las configuraciones de conexión, la unidad de procesamiento es capaz de interpretar las mediciones de cada pozo y de enviar las señales para que el operador tome los correctivos necesarios. De esta manera, la invención propone un sistema de medición, monitoreo y control inteligente cuyas etapas comprenden: evaluar en tiempo real y constantemente las condiciones de la reacción de combustión in-situ en el sistema pozo-subsuelo (en diferentes puntos de interés debidamente identificados), envío de los resultados a la unidad de procesamiento, analizar las evaluaciones independientes para cada uno de los pozos y, en función a los resultados, determinar automáticamente por uso de programa informático o modelo computarizado, los correctivos necesarios para uniformar el frente de combustión.

CONFIGURACIONES PREFERENCIALES DE LA INVENCION

En una primera configuración preferencial de la invención, los pozos de inyección (1 ) son verticales, los de producción (2) son del tipo inclinados, y los pozos sincronizadores (3) son inclinados tal como se muestra en la figura 5. Esta configuración permite una mayor cobertura del área del sistema pozo- subsuelo a producir, haciendo más eficiente el proceso de monitoreo y, por ende, de producción. El empleo de pozos productores verticales, en general, presenta la limitación que la función del pozo en cuestión está limitada a un solo punto del pozo y/o el área adyacente al mismo. Por el contrario, esta configuración preferencial de la invención considera el empleo de pozos inyectores (1 ) verticales y productores (2) inclinados, de manera de acceder a una región específica considerada como relevante del sistema pozo-subsuelo. En el caso de los pozos sincronizadores (3), estratégicamente ubicados dentro del arreglo de la invención, su configuración es inclinada, lo cual permite una mejor posición con mayor área de flujo y orientación hacia los puntos al interior del sistema pozo-subsuelo que se han considerado como relevantes para el monitoreo.

En una segunda configuración preferencial de la invención, los pozos de inyección (1 ) son verticales, los de producción (2) son de tipo multilaterales, y los pozos sincronizadores (3) son inclinados tal como se muestra en las figuras 6 y 7. Esta configuración permite una mayor cobertura del área del sistema pozo-subsuelo a producir, haciendo más eficiente el proceso de monitoreo y, por ende, de producción. Esta configuración preferencial de la invención considera el empleo de pozos inyectores (1) verticales y productores (2) multilaterales, de manera de cubrir una mayor área del sistema pozo-subsuelo. En el caso de los pozos sincronizadores (3) inclinados, estratégicamente ubicados dentro del arreglo de la invención, su configuración es siempre inclinada, lo cual permite una mejor posición con mayor área de flujo y orientación hacia los puntos al interior del sistema pozo-subsuelo que se han considerado como relevantes para el monitoreo.

Para las dos configuraciones preferenciales descritas arriba, la posición relativa de los pozos sincronizadores (3) inclinados en el arreglo es relativamente cercanos al pozo productor (2) y, en caso de haber más de un pozo productor (2) será, de preferencia, en la zona adyacente a los dos pozos productores (2) más cercanos. Sin embargo, de preferencia, los pozos sincronizadores (3) se encontrarán en una posición equidistante y estratégica desde el punto de vista geológico, al pozo de inyección y los pozos productores (2), y colocados en el interior de la zona Z (mostrada en las figuras 4a, 4b, 5, 6, 7 y 8).

Para el caso de los pozos productores (2) y sincronizadores (3) inclinados, los mismos estarán dirigidos de manera que la punta de de los pozos productores (2) y aquella de los pozos sincronizadores (3) inclinados que se encuentra dentro del yacimiento presenta una orientación hacia afuera con respecto al pozo inyector (1 ), es decir, un orientación "outward". En general, los pozos productores (2) presentaran una sola porción inclinada o multilateral sin embargo, se considera que los mismos contemplen una sección sustancialmente vertical y/o una o varias secciones inclinadas, con lo cual se convierten en multilaterales. El número de pozos productores (2) y sincronizadores (3) inclinados, puede variar dependiendo de las características del yacimiento y situación de pozos existentes en que se encuentre el campo al inicio del proceso de combustión in sitio. Estas configuraciones preferenciales y disposiciones relativas de los pozos de inyección (1 ), producción (2) y sincronizadores (3) inclinados, para llevar a cabo la invención, se muestran en las figuras 4a, 4b, 5, 6, 7 y 8.

EJEMPLO (SIMULACIÓN NUMÉRICA) Con el objetivo de conocer las bondades del sistema de acuerdo a la invención se realizó una simulación numérica utilizando el simulador numérico STARS de la empresa CMG en uno de los campos de Pacific Rubiales Energy. STARS incluye el flujo multifásico de petróleo, agua y gas, la transferencia de calor, los cambios composicionales y las reacciones físicas químicas de cinéticas que se consideran ocurren en el yacimiento durante la combustión in situ. Para evaluar el comportamiento del yacimiento bajo el proceso de combustión in situ utilizando diferentes arreglos de pozos y en este caso combinación de pozos inyector (1 ), pozos productores multilaterales (2) y pozos sincronizadores (3) inclinados, se realizó un cotejamiento histórico de la producción de los pozos productores existentes en el campo y se aplicaron las reacciones cinéticas típicas del proceso, entre otras variables de yacimiento y de diseño tales como: Cuatro pozos sincronizadores (3) inclinados, cuatro pozos productores multilaterales (2), un pozo inyector vertical (1 ) inyectando constantemente 2,5 millones de pies cúbicos de aire por dia durante 5 años, en un área de 25 acres en un yacimiento de mas de 2.800 pies de profundidad y de crudo pesado.

El espaciamiento y ubicación de los pozos pueden verse en la figura 9, donde se muestra un mapa esquemático del yacimiento y donde se hicieron las simulaciones para determinar el comportamiento de producción de cada uno de los pozos involucrados y las reservas de hidrocarburos que podrían recuperarse utilizando el proceso y arreglo de pozos descrito. Este espaciamiento y ubicación de los pozos está relacionada con el arreglo representado en la figura 6. El sector del yacimiento seleccionado se presenta en la Figura 9.

Resultados de las Simulaciones Numéricas

Los resultados de las simulaciones numéricas se resumen a continuación:

La producción estimada de los pozos sincronizadores (3) inclinados que se emplearon en la simulación se muestran en la Figura 10. Las producciones de los pozos verticales fue superior a 1.000 BPD al inicio y se mantuvieron por un tiempo razonable como consecuencia del proceso de combustión in situ utilizando la técnica de sincronización, explicada en capítulos anteriores.

Igualmente, se presentan en la Figura 11 , la producción de petróleo de los pozos productores multilaterales "outward" 2a, 2b, 2c y 2d, en el sector seleccionado. Estos pozos se inician con producciones superior a los 3.000 BPD y se mantuvieron por encima de los 1.000 BPD.

El comportamiento anterior y el de los pozos sincronizadores permiten concluir que el arreglo de pozos propuestos es conveniente, el proceso de sincronización resulta exitoso al lograr incrementar la eficiencia volumétrica de barrido y por ende la recuperación de las reservas de hidrocarburos en mas 40 % del petróleo originalmente en sitio.

La descripción presenta a la invención de manera referencial por lo cual, contempla y se debe entender de manera amplia. De igual manera, los dibujos y ejemplos presentados son representaciones referenciales para facilitar la visualización de los principios y aportes al estado de la técnica y, en este sentido, se deben interpretar de manera amplia y no restrictiva.