4xP '7/ El ACADEMIA MEXICANA DE INGENIERIA MXCO LOS ESQUEMAS DE EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS. SUS ALCANCES, LIMITACIONES Y COMPLEMENTARIEDAD EN LA GENERACIÓN DE VALOR ECONÓMICO M. en C. CARLOS A. MORALES GIL 00 Trabajo elaborado para el ingreso a la Academia Mexicana de Ingeniería como Académico de Número México, D.F., 09 de diciembre de 1999
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Esquemas de explotación de los yacimientos de hidrocarburos; sus alcances, limitaciones
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4xP '7/
El ACADEMIA MEXICANA DE INGENIERIA MXCO
LOS ESQUEMAS DE EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS. SUS ALCANCES, LIMITACIONES Y
COMPLEMENTARIEDAD EN LA GENERACIÓN DE VALOR ECONÓMICO
M. en C. CARLOS A. MORALES GIL
00
Trabajo elaborado para el ingreso a la Academia Mexicana de Ingeniería como
Académico de Número
México, D.F., 09 de diciembre de 1999
CONTENIDO
INTRODUCCIÓN
ESQUEMAS DE EXPLOTACIÓN
2.1 RECUPERACIÓN PRIMARIA
2.2 RECUPERACIÓN SECUNDARIA Y MEJORADA
CRITERIOS DE SELECCION DE LOS ESQUEMAS DE EXPLOTACIÓN
3.1 EL TIPO DE FLUIDO EN EL YACIMIENTO
3.1.1 ACEITE NEGRO
3.1.2 ACEITE VOLÁTIL
3.1.3 GAS Y CONDENSADO
3.2 EFECTO DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCA
3.3 EL FLUIDO A INYECTAR
3.4 INFLUENCIA DEL MERCADO
ESTRATEGIAS PARA LA IMPLANTACIÓN DE PROYECTOS DE
RECUPERACIÓN SECUNDARIA, RECUPERACIÓN MEJORADA Y
SISTEMAS ARTIFICIALES EN MÉXICO
4.1 PROYECTOS DE INYECCIÓN DE AGUA
4.1.1. ANTECEDENTES
4.1.2 SITUACIÓN ACTUAL
4.2 PROYECTOS DE INYECCIÓN DE GAS
4.2.1 MECANISMOS DE EXPULSIÓN
4.2.2 AVANCE DE LOS PROYECTOS
CONCLUSIONES
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
1
1. INTRODUCCIÓN
La industria petrolera nace el siglo pasado con el objetivo principal de
suministrar energéticos para la generación de electricidad. Posteriormente,
con la invención del automóvil y la acelerada industrialización, los
hidrocarburos asumen un papel de primera importancia, y han mantenido
durante todo el presente siglo el rol de principal fuente generadora de
energía. Su relevancia creció con el nacimiento de la industria petroquímica,
donde los compuestos de carbón e hidrógeno constituyen la materia prima
para la fabricación de diversos productos que han contribuido a elevar la
calidad de vida del género humano.
Por lo anterior se ha generado una creciente demanda de
hidrocarburos y para satisfacerla, la industria petrolera dedica cada vez más
recursos a la exploración y explotación de los yacimientos petrolíferos.
Un yacimiento está constituido por rocas de origen sedimentario que
contienen hidrocarburos líquidos y gaseosos. La roca almacenadora es
porosa y permeable, y está limitada por rocas impermeables que mantienen
atrapados los fluidos.
En términos generales, los yacimientos se clasifican por el tipo de roca
almacenadora y los fluidos que contienen. Por el tipo de roca, los
yacimientos pueden ser de areniscas o carbonatos. El 80 por ciento de los
yacimientos existentes en el mundo son de tipo arenisca y contienen el 60
por ciento de las reservas de hidrocarburos 1 . Los yacimientos carbonatados
consisten de calizas, dolomías o combinaciones de ambas que con
frecuencia presentan fracturas naturales provocadas por la actividad
tectónica.
2
km Li • • Por los fluidos que contienen, se clasifican en yacimientos de aceite, de
e gas, y de gas y condensado, de acuerdo a la composición del fluido y a las
• condiciones de presión y temperatura.
• Una vez que se descubre un yacimiento productivo, se establece un
• plan para su explotación, considerando tanto aspectos técnicos como
• económicos; de tal manera que se aplique el esquema que maximice el valor
e, económico de la reserva. En México, la rentabilidad de un yacimiento
e, generalmente se calcula considerando un horizonte de 15 años, por lo que
• es necesario predecir su comportamiento en ese período. Esta es una tarea
• compleja, ya que existen varios esquemas aplicables para su explotación, y
• su selección dependerá del tipo de roca, los fluidos y los recursos técnicos y
• económicos disponibles.
• En este trabajo se presenta un análisis de los diferentes esquemas de
• explotación utilizados en el mundo, y particularmente en México, se discuten
• los criterios técnico-económicos que deben ser considerados para implantar
• procesos de recuperación secundaria y mejorada, y su vinculación con el
e diseño de una estrategia de explotación para incrementar la recuperación de
• las reservas existentes maximizando su valor económico.
lo [1
e 01 3
1 2. ESQUEMAS DE EXPLOTACIÓN
1 El comportamiento de los yacimientos durante su explotación está
influenciado por la anisotropía de la roca, la presencia de flujo multifásico a
través del medio poroso, así como el esquema de desarrollo implantado. La
explotación convencional, como se muestra en la Figura 1, incluye la
recuperación primaria, que puede ocurrir con flujo natural o con sistemas
artificiales; y la secundaria, que se aplica para mantener la presión o
desplazar los fluidos del yacimiento. Mientras que la recuperación mejorada
contempla métodos térmicos, químicos y la inyección de gases 2
Recuperación Primaria
LIIEff Sistemas Artiflciales de o) Natural
Recuperación Producción
Secundaria
EE 1 1
a o'
1 Desplazamiento
__________
Mantenimiento de presión
_
Inyección de Agua
yección de Gas Agua, Gas
_
Recuperación Terciaria
-m E1
Sa l Gasmiscible/ .. Quimicos
Inmiscible :9 ° Combustión ja sim E1 a i
lnyección Cíclica Hidrocarburos -Alcalinos
o de Vapor •CO2 1'ohímeros
0 0 •Desplazamiento
ad •Nitrógeno •Microbianos/Polimeros
can vapor •Gas de combustión Espuma
.Desplazamiento
con agua caliente
Figura 1. Esquema de explotación de los yacimientos hidrocarburos
4
2.1 Recuperación primaria
La recuperación primaria es la obtenida durante la etapa de explotación
de un yacimiento, en la cual los hidrocarburos fluyen hacia el pozo productor
por la energía propia del sistema roca- fluidos. La cantidad de aceite que se
desplaza varía con el tipo de mecanismo, los cuales pueden ser clasificados
en cinco categorías: empuje del acuífero, gas en solución, expansión de la
roca y los fluidos, casquete de gas y drene gravitacional 3 . En yacimientos
fracturados, además está involucrado el mecanismo de exudación, que
consiste en la acción combinada de fuerzas capilares y gravitacionales, las
cuales originan la expulsión de los hidrocarburos de la matriz hacia la
fractura.
No obstante que durante esta etapa el flujo de fluidos dentro del
yacimiento ocurre por energía propia, en ocasiones la presión en el fondo del
pozo no es suficiente para producirlos, por lo que se requiere la instalación
de un sistema artificial.
Con base en estadísticas internacionales, la eficiencia de recuperación
en la etapa primaria, incluidos los sistemas artificiales, es del 10 al 20 por
ciento del volumen original de hidrocarburos para yacimientos de aceite
negro, y de 20 a 30 por ciento para yacimientos de aceite volátil 4 . Para los
yacimientos cuyo mecanismo principal es el drene por gravedad, las
recuperaciones reportadas en la literatura suelen ser superiores al 60 por
ciento. Sin embargo, éstas están asociadas a períodos de recuperación que
en algunos casos exceden la vida útil de los pozos y las instalaciones
superficiales; por ende, en ocasiones este mecanismo no representa la
opción generadora del máximo valor económico.
Con la explotación del yacimiento, la presión de éste puede disminuir a
tal grado que el pozo deje de fluir naturalmente. El abatimiento de presión
• puede deberse a un daño en la formación o a la disminución de la capacidad
• del yacimiento para aportar fluidos. En el caso de daño en la formación, una
• manera de eliminarlo es a través de limpiezas o estimulaciones. Cuando no
• existe daño, pero la presión del yacimiento no es suficiente para llevar los
• hidrocarburos hasta la superficie, se requiere del uso de los sistemas
• artificiales. Por otro lado, si se prevé una baja aportación de hidrocarburos
• del yacimiento al pozo, debe analizarse la posibilidad de aplicar un proceso
• de mantenimiento de presión o de desplazamiento.
• Actualmente, en la industria petrolera se utilizan varios sistemas en la
• etapa primaria de explotación de un campo para ayudar a levantar
• artificialmente los hidrocarburos desde el fondo del pozo hasta la superficie.
• Los más utilizados son: bombeo mecánico, neumático y electrocentrífugo y,
en menor escala, el bombeo hidráulico, el de cavidades progresivas y el
émbolo viajero.
• La principal ventaja de los sistemas artificiales de producción es su
gran flexibilidad para ajustarse prácticamente a cualquier profundidad y/o
gasto de producción. En la Figura 2 se comparan de manera conceptual los
• gastos que se obtendrían en un pozo operando como fluyente o con un
• sistema artificial. En la misma se puede observar que el bombeo
• electrocentrífugo y el bombeo neumático, cuando son aplicables, representan
• los sistemas mediante los cuales se logra la máxima productividad 5 ' 6 .
• No obstante lo anterior, los sistemas artificiales presentan ciertas
• restricciones en su aplicación. El bombeo neumático tiene como limitante
principal la disponibilidad del gas natural requerido y la geometría del pozo.
En cuanto al bombeo electrocentrífugo, las altas temperaturas de los fluidos,
altas relaciones gas - aceite, la complejidad del sistema eléctrico y la
• 6
Pozo Fluyente Bombeo Mecánico
Bombeo Hidráulico Tipo Pistón
Bombeo Hidráulico Tipo Jet
Bombeo Neumático
Bombeo Electrocentrífugo
:9 u
2 u i 1 1 1
1 1 1 1 - -o 1 1
qF qBM qBHPqBHJ qBN qBEC
Gasto
Figura 2. Comportamiento hipotético de los sistemas artificiales.
geometría del pozo afectan directamente la eficiencia de operación del
sistema.
En la actualidad, el uso de los sistemas artificiales de producción se
extiende día con día en los campos petroleros. En Estados Unidos,
aproximadamente el 93 por ciento de los pozos productores de aceite son
explotados con algún tipo de sistema artificial, y únicamente el 7 por ciento
son pozos fluyentes6 .
En México, la aplicación de estos sistemas ha evolucionado de manera
considerable, pues de los 4,300 pozos productores, el 72 por ciento son
explotados con algún tipo de sistema artificial, y el restante 28 por ciento son
fluyentes. Los porcentajes de empleo de estos sistemas se presentan en la
Tabla 1, donde se observa que en Estados Unidos el bombeo neumático y el
mecánico representan el 80 por ciento de los sistemas empleados 5. En
México, ambos sistemas cubren el 98 por ciento.
7
Tabla 1. Empleo de los sistemas artificiales en Estados Unidos y México
Sistema artificial E.U.A.
Bombeo mecánico 27.0 27.7
Bombeo neumático 53.0 70.3
Bombeo electrocentrífugo 10.0 0.5
Bombeo hidráulico 9.0 0.0
Otros s istemas* 1.0 1.5
Total 100.0 100.0 *N otas : Otros sistemas corresponden al émbolo viajero y al bombeo de cavidades procresivas. Para
establecer una comparación en términos semejantes, en el caso de E.U.A. se excluyen los pozos que producen menos de 10 bpd, los cuales operan con bombeo mecánico y representan el 80% del total de pozos con sistema artificial.
Los costos de instalación, operación y mantenimiento de los sistemas
artificiales de explotación varían en función de la infraestructura requerida,
las políticas de explotación, los diseños del equipo y accesorios, y las
prácticas operativas en los campos petroleros. Tomando en cuenta lo
anterior, los costos anuales de los tres sistemas artificiales de explotación
más usados en nuestro país se muestran en la Tabla 2, en la que se aprecia
que el bombeo neumático tiene los menores costos de inversión y su
operación tiene un costo menor al electrocentrífugo y mayor al bombeo
mecánico, por el costo diferencial que representa el proceso del gas
requerido para su operación.
Tabla 2. Costos de los sistemas artificiales más utilizados en México.
Sistema artificial Inversión inicial (usd)
Costos anuales de operación y mantenimiento (usd)
Bombeo neumático 1,210,500 336,500
Bombeo electrocentrífugo 1,519,420 432,987
Bombeo mecánico 1,364,400 57,402
E;]
2.2 Recuperación secundaria y mejorada
A fin de evitar que la presión del yacimiento caiga por abajo de los
niveles requeridos para llevar los fluidos al pozo a través del medio poroso,
se requiere implementar procesos de recuperación secundaria o mejorada,
según las características de cada yacimiento y tomando en consideración su
capacidad para generar valor.
La recuperación secundaria consiste en la inyección de agua en el
acuífero o la inyección de gas natural en la cima de la estructura, con el
propósito fundamental de mantener la presión o desplazar los hidrocarburos
de la zona de aceite, mediante arreglos específicos de pozos inyectores y
productores.
A la fecha la inyección de agua es el proceso de recuperación
secundaria más común para incrementar la extracción de hidrocarburos,
tanto por la disponibilidad del fluido de inyección, como por que la tecnología
está suficientemente madura además de ser un proceso eficiente y
económico. La recuperación incremental de hidrocarburos por la
implementación de este proceso a nivel mundial es en promedio del 10 por
ciento del volumen original 4 .
En los inicios de la industria petrolera, los yacimientos producían de
manera natural hasta que alcanzaban un gasto no económico y
posteriormente se aplicaban los procesos de recuperación secundaria. A
partir de la década de los 60's se introducen dichos sistemas en una etapa
más temprana de la vida del yacimiento, inclusive desde el inicio de su
explotación, aprovechando la capacidad productiva y reduciendo los montos
requeridos de inversión.
Los procesos de recuperación mejorada surgen como una alternativa
para incrementar la recuperación de hidrocarburos, modificando las
1
características de los fluidos y las fuerzas capilares que actúan sobre ellos.
En un desplazamiento inmiscible en un medio poroso y permeable, las
fuerzas viscosas tienden a movilizar el aceite mientras que las fuerzas
capilares tienden a atraparlo. La filosofía de los sistemas de recuperación
mejorada se basa precisamente en modificar las características de los fluidos
a fin de disminuir efectos capilares e incrementar la movilidad del fluido
desplazado disminuyendo aquella del fluido desplazante 47,8
Existe una amplia variedad de procesos de recuperación mejorada de
los cuales ninguno es de aplicación universal debido a la diversidad de
yacimientos y a los recursos económicos disponibles. En general, los
procesos de recuperación mejorada se pueden agrupar en tres categorías:
térmicos, químicos e inyección de gases, la cual puede ser miscible o
inmiscible.
Los procesos de recuperación mejorada pueden ser sustancialmente
más costosos, dado que el agente desplazante requiere de procesos
complejos para su generación. Asimismo, su aplicación en campo requiere
de periodos de tiempo mayores, aproximadamente cinco años desde su
concepción, debido a que las tecnologías son más sofisticadas que las
utilizadas en recuperación primaria y secundaria 7. Por lo tanto, el incremento
en la recuperación de aceite debe ser significativo para garantizar su
rentabilidad.
1
1
1
10
1
1
3. CRITERIOS DE SELECCIÓN DE LOS ESQUEMAS DE EXPLOTACION
Es evidente que en la actualidad existe una gran variedad de
tecnologías que pueden ser implementadas para incrementar la recuperación
de hidrocarburos de un yacimiento.
No obstante la variedad de estos procesos y lo simple o sofisticado que
puede ser su aplicación, el hecho es que, del total de los hidrocarburos
descubiertos en el mundo, aproximadamente un 70 por ciento se encuentra
aún en los yacimientos, esperando que los avances de la tecnología y el
ingenio del hombre permitan extraerlos. El 30 por ciento que se ha
recuperado ha sido posible en gran medida a la aplicación ordenada y
sistemática de los diferentes esquemas de explotación 7
La cadena de valor de la industria petrolera está asociada al proceso
sustantivo de exploración - producción, definida por el ciclo de vida de las
reservas. Este ciclo inicia con los primeros estudios exploratorios de
evaluación del potencial petrolero de una provincia geológica y termina con el
abandono del campo. Los yacimientos descubiertos pasan por cuatro etapas
específicas, cada una con potencial de generación de valor económico: 1) su
delimitación y caracterización inicial, 2) desarrollo, 3) explotación, y 4)
finalmente su abandono.
En cada una de estas etapas o fases del ciclo de vida de las reservas,
es posible identificar, formular, evaluar y documentar opciones de inversión,
susceptibles de transformarse en proyectos de tipo estratégico, a los cuales
se les asignan recursos de inversión dependiendo de su capacidad para
1 generar valor.
La formulación de proyectos de inversión se inicia desarrollando los
estudios integrales de yacimientos y proponiendo la realización de proyectos
11
tendientes a maximizar el valor económico de las reservas a largo plazo, a
través de la optimización del esquema de explotación.
Con base en la integración, procesamiento y análisis de la información
disponible de un yacimiento, es posible reproducir su historia y predecir su
comportamiento futuro hasta su abandono, conceptualizar diferentes
escenarios para la optimización del esquema de explotación, identificar las
opciones de inversión referidas al desarrollo del campo, instalar sistemas
artificiales de producción, optimizar la infraestructura existente y prever la
implantación de un proceso de recuperación secundaria o mejorada.
La aplicación de estos esquemas de explotación no es mutuamente
excluyente y, en la mayoría de los casos, es complementaria, ya sea en
forma concurrente o en etapas sucesivas de explotación, dependiendo de las
condiciones del yacimiento, así como de la oportunidad y factibilidad de la
aplicación de alguna tecnología en particular.
En la implantación de los esquemas de explotación existen, como ya se
mencionó, varios factores que juegan un papel determinante en la selección
de la alternativa económicamente más atractiva, estos incluyen:
• El tipo de fluido en el yacimiento.
• Eltipode roca.
• El fluido de inyección y su disponibilidad.
3.1 El tipo de fluido en el yacimiento
Por lo general los yacimientos de gas no son sometidos a procesos de
recuperación secundaria o mejorada debido a la facilidad con que este fluido
puede desplazarse dentro del medio poroso por energía propia, lográndose
en este tipo de yacimientos recuperaciones que generalmente rebasan el 80
12
. e e e por ciento. Por lo anterior, la atención se centra en los esquemas aplicables a
e los yacimientos de aceite negro, aceite volátil, y gas y condensado.
e 3.1.1 Aceite negro
e Se denominan yacimientos de aceite negro aquellos cuya densidad es
e inferior a los 33 grados API. Para este tipo de yacimientos, existen dos
e momentos críticos en la implantación de los procesos de recuperación
e secundaria o mejorada. El correspondiente a la inyección temprana, trata de
e evitar que la presión caiga por abajo de la presión de saturación, ya que esto
e originaría la formación de una fase continua de gas y la pérdida de pozos
• productores de aceite por la surgencia temprana del gas. Por su parte, la
e inyección tardía está regida por la presión mínima necesaria para una
e operación eficiente del sistema artificial, dado que éstos requieren que dentro
e del pozo se tenga una columna hidráulica mayor al 25 por cierto de la
e profundidad media del horizonte productor. Para ambos casos debe de
e buscarse prolongar la vida productiva de los pozos al mínimo costo de
e operación, y la decisión del momento más oportuno para la implantación
e deberá optar por aquella que represente la alternativa generadora del mayor
e valor económico; desde luego, considerando la disponibilidad de recursos y e la demanda del mercado por este tipo de aceite.
e En la Figura 3 se muestra la complementariedad de los sistemas
e artificiales y los métodos de recuperación secundaria para este tipo de
e yacimientos. En la gráfica A se presenta de manera conceptual el
e comportamiento de la afluencia del yacimiento al pozo al aplicar un sistema
e artificial de explotación y su impacto en la producción de aceite; asimismo, en
e la gráfica B, se presenta el efecto de la implantación de un método de
e recuperación secundaria sobre la producción; en tanto que en la tercera
e e 13
gráfica se tiene el efecto combinado de la recuperación secundaria y los
sistemas artificiales, el cual genera el mayor ritmo de extracción.
ce e 1- 0.
sistema artificial
q1 q2 Gasto
Efecto de la recuperación
1
,
secundaria
IPR
q3 q4 Gasto
Efecto de la recuperación secundaria i sistema artificial
q3 q4 qs Gasto
A q Incremento atribuible a la recuperación secundaria
A q Efecto combinado de la recuperación secundaria y el sistema artificial.
IPR.: Comportamiento de afluencia al pozo.
RS.: Recuperación secundaria.
Figura 3. Complementariedad de los procesos de recuperación secundaria y los sistemas artificiales.
14
3.1.2 Aceite volátil
En yacimientos de aceite volátil, cuya densidad varía entre 33 y 44
grados API y su relación gas-aceite entre 1,100 y 8,400 pie3lbl, la instalación
de sistemas artificiales de producción es factible cuando la relación gas-
aceite no rebasa los 2,500 pies 3/bl. A fin de evitar la volatilización de los
hidrocarburos ligeros, el criterio dominante será mantener la presión del
yacimiento por arriba de la presión de burbujeo, Pb; por lo• que la
implantación del sistema de recuperación secundaria deberá ocurrir antes de
alcanzar esta condición. En la parte superior de la Figura 4 se muestra el
comportamiento de la fracción de líquido para este tipo de yacimientos, y de
la cual se desprende que la pérdida de líquidos por gasificación puede llegar
hasta un 50 por ciento de manera súbita si se alcanza la presión de burbujeo.
Figura 4. Diagrama del comportamiento de la fase líquida para yacimientos de México.
15
.
O 3.1.3 Gas y condensado
e En el caso de yacimientos de gas y condensado, la implementación de
e sistemas artificiales de producción no es aplicable, dado que sus relaciones
e gas - aceite generalmente rebasan los 8,000 pies 3/bl. Sin embargo, en estos
$ yacimientos es esencial mantener la presión por arriba de la presión de rocío,
• Pr, a fin de evitar la condensación de líquidos que, de otra manera,
• quedarían atrapados en el yacimiento. En la parte inferior de la Figura 4 se
e muestra el comportamiento de la fracción de líquido con respecto a la
• presión, donde se observa la sensibilidad de la fase líquida al alcanzar la
e presión de rocío, pudiéndose condensar hasta un 50 por ciento de los
e líquidos contenidos en el fluido original. Por lo cual, conviene mantener una
e vigilancia estrecha del comportamiento de la presión en la administración del
• campo. fl
• 3.2. Efecto de las Características de la Roca
• Las características de la roca que tienen mayor influencia sobre el
• esquema de explotación son la porosidad y la permeabilidad. La primera
• representa la capacidad de almacenamiento de los fluidos y puede ser
• intergranular o secundaria. Por su lado, la permeabilidad es la propiedad que
• representa el grado de comunicación de los espacios porosos de la roca. El
• efecto combinado de ambas propiedades determina los ritmos de
e extracción e inyección de los fluidos, así como el espaciamiento y el
e arreglo geométrico de los pozos. La interacción entre la roca y los fluidos
e está definida por las fuerzas capilares, las permeabilidades relativas y la
• tensión interfacial.
• De acuerdo con las experiencias obtenidas a nivel nacional e
• internacional, el hecho de que una roca sea fracturada no significa que no
e 09
16
.
e deba de inyectársele algún fluido para incrementar su recuperación; sin
e embargo la selección del fluido y el ritmo al cual debe inyectarse está en
e función de la capacidad de imbibición o drene de los bloques de matriz, lo
e cual a su vez depende de las dimensiones de los propios bloques, la
• mojabilidad de la roca, y el tamaño y grado de cohesión de las moléculas del
• fluido a inyectar.
• Caracterizar las propiedades de la roca, tanto en condiciones estáticas
e como dinámicas del yacimiento, es imperativo para determinar la geometría
• del medio poroso y definir el esquema de explotación más adecuado.
e • 3.3. El Fluido a Inyectar
• Por lo que toca a la selección del fluido para mantener la presión,
41 desplazar o modificar la movilidad de los hidrocarburos, la selección recaerá
• en el análisis de la interacción molecular entre el fluido inyectado y los
• hidrocarburos que constituyen la reserva. Al respecto, mediante los análisis
• de laboratorio para observar la compatibilidad de fluidos, se debe garantizar:
• • Que la roca del yacimiento sea preferentemente mojable por el fluido
• de inyección, para obtener un desplazamiento eficiente.
e • Que al entrar en contacto el fluido inyectado con los hidrocarburos no
• se provoque el rompimiento de las estructuras moleculares y como
0 consecuencia, la depositación de sólidos, asfaltenos o parafinas, lo
• cual provocaría el bloqueo de los canales naturales de flujo en el
• yacimiento.
e • Que no se presente el fenómeno de difusión del fluido inyectado en el
O aceite del yacimiento, dado que esto provocaría su prematura
O irrupción en los pozos productores.
e e
17
o
e Un elemento adicional es la disponibilidad del fluido seleccionado. En
e este contexto existen dos fluidos que pueden obtenerse de manera
e prácticamente ilimitada para estos procesos: el agua y el nitrógeno, este
e último existente en el aire. Por lo que respecta al gas natural y para el caso
• particular de México, se estima que en los próximos años la oferta sea
• apenas capaz de abastecer la demanda interna y durante algunos períodos
• se presente un déficit marginal. Ante este panorama, es obvio que debe
e considerarse cuando sea factible la inyección de fluidos alternativos a este
e hidrocarburo, a fin de garantizar la mejor opción económica para la sociedad
• en su conjunto.
• 3.4. Influencia del Mercado
• En diferentes escenarios planteados, analistas internacionales
• pronostican que, no obstante el crecimiento en la oferta de crudo y gas
• natural por las mayores producciones que registrarán algunos países, la
• demanda mundial tendrá fuertes incrementos debido al crecimiento
• económico mundial que se espera en los próximos años, lo que ocasionará
• que, en el mediano plazo, al ser mayor la demanda que la oferta, los precios
• tengan una tendencia a la alza 9 .
Con estos escenarios de crecimiento de los precios del crudo, se
espera un mayor auge en el desarrollo de nuevos y más grandes proyectos
dentro de la industria petrolera, con el objetivo primordial de explotar
óptimamente e incrementar el porcentaje de recuperación de aceite, además
permitirá el uso de otras tecnologías que a la fecha no pueden aplicarse por
su alto costo.
Sin embargo, es importante enfatizar que con el rápido avance de las
tecnologías, cualquier industria requiere de una fácil disponibilidad de
it
e recursos para adquirirlas y asimilarlas con el objeto de abatir los costos de
e producción, operación, renovación o innovación 10 .
e Independientemente del esquema seleccionado, los procesos de
e recuperación secundaria yio mejorada que permitan mantener la presión del
• yacimiento e incrementar el factor de recuperación de hidrocarburos,
e deberán aplicarse oportunamente durante la explotación del campo, ya que
• de lo contrario no se obtendrá el máximo valor económico de las reservas
• durante la vida útil de las instalaciones. El considerar que estas reservas
• remanentes puedan extraerse posteriormente afectará sensiblemente la
• rentabilidad de los proyectos debido a la necesidad de invertir nuevamente
• en instalaciones superficiales de producción, lo cual podría implicar el
• abandono de esas reservas, es decir se estaría destruyendo valor por la falta
• de oportunidad.
• • 1
1
1 • • 40
e e 19
lo
4. ESTRATEGIAS PARA LA IMPLANTACIÓN DE PROYECTOS DE
RECUPERACIÓN SECUNDARIA, RECUPERACIÓN MEJORADA Y
SISTEMAS ARTIFICIALES EN MÉXICO
A nivel mundial se han implantado diversos esquemas de explotación
durante la vida productiva de los yacimientos con objeto de maximizar la
recuperación de hidrocarburos. En la Tabla 3 se muestran ocho ejemplos de
seis países, incluido México, en los que se contempla la recuperación
primaria incluyendo sistemas artificiales, inyección de agua, inyección de gas
natural, nitrógeno, bióxido de carbono, combustión in-situ e inyección de
vapor, lo que pone de manifiesto la diversidad de sistemas en aplicación y
las prácticas de las empresas operadoras en la búsqueda por maximizar el
valor económico de sus reservas.
Tabla 3. Sistemas aplicados en México y otros países.
Campo Sistemas apIicados Años
Hawkins Producción primaria 1940
'EUA' Inyeccion de gas de combustion 1975 / Inyección de N 2 1991
Midale Producción primaria 1954
Canadá' Inyección de agua 1962 / Inyección de CO 2 1984
PozaRica Producción primaria 1930
(México) Inyeccion de agua 1951 Redistribución del agua 1962
Samaria Producción primaria 1973
(México) Inyeccion de agua 1977 Inyección de N 2 En estudio
Tía Juana Producción primaria 1936 (Venezuela) Inyección devapor 1961
Prudhoe Bay Producción primaria
.. 1977
Alaska" Inyeccion de agua No disponible / Inyección de gas No disponible
Producción primaria 1971 Ekofisk Inyección de agua 1981 (Noruega) Redistribución de agua 1991
Inyección de N 2 En estudio Producción primaria 1963 N
8
th onian
/
Inyección de agua 1972 Inyección de gas 1982
En México existen 222 yacimientos en explotación, de los cuales 108 se
encuentran en etapa fluyente y 110 operan con el apoyo de sistemas
artificiales. De estos últimos, 10 tienen implementado el proceso de
recuperación secundaria por inyección de agua y 4 campos más sólo
cuentan con inyección de agua sin un sistema artificial, como se indica en la
ifl
Tabla 4.- Yacimientos de aceite con recuperación primaria y secundaria en México.