46 Yacimientos de CO2 en Mexico Para Recuperacion Terciaria

7/30/2019 46 Yacimientos de CO2 en Mexico Para Recuperacion Terciaria

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RESUMEN.

El Bixido de Carbono (CO2) es un gas incoloro yno combustible, aunque tambin puede encontrarsecomo lquido o en estado slido. Las principalesfuentes de CO2 son la oxidacin de la materiaorgnica dispersa (MOD), la maduracin de la MODhmica, la termodescomposicin y eltermometamorfismo de las rocas carbonatadas. Elmtodo de desplazamiento de aceite por CO2 hasido probado en condiciones de explotacin a nivelmundial, principalmente en la Unin Americanapero los costos por barril de petrleo extradorebasan el umbral de rentabilidad. En Mxico existea la fecha un yacimiento donde se est utilizandoesta tcnica de recuperacin, sin embargo an no

se ha logrado la completa implementacin endiversos lugares principalmente por la carencia delrecurso y/o los elevados costos ya sea deinyeccin, de generacin, de tratamiento o en sucaso de transportacin.

Este documento discute el descubrimiento delpotencial en reservas que Mxico tiene en CO2, ascomo las expectativas que ha presentado su

aplicacin a nivel mundial. Su pureza encontrada(92-98 %) y la disposicin de esta fuente harnrentable los programas de recuperacin terciariaque hoy en da no son factibles en algunos CamposPetroleros de Mxico.

Adicionalmente se analiza la implementacin deeste rec rso en los acimientos me icanos lo q e

esperanzas, no solo en su uso dentro de laindustria petrolera nacional sino en su explotacincomercial.

INTRODUCCIN

La inyeccin de gas es uno de los mtodos msprometedores para programas de recuperacinmejorada de aceite bajo condiciones econmicasdominantes. Una variedad de gases pueden serusados: nitrgeno, aire, gas natural, dixido decarbono, hidrgeno (natural o enriquecido). Algunosgases pueden ser inyectados en procesos derecuperacin secundaria o mejorada, esto en

diferentes aceites segn sean sus caractersticas.Para yacimientos maduros, recuperacionesadicionales pueden ser estimadas entre 8 al 15 %del volumen original dependiendo de lascaractersticas del yacimiento, de la naturaleza delgas y de la duracin del proyecto.

La recuperacin mejorada o terciaria (EOR) porinyeccin de gas ha sido usada alrededor del

mundo por dcadas. Alrededor de 130 proyectosestn actualmente activos, tan solo en EstadosUnidos de Amrica (EUA) alcanzaron mas de317,000 bpd de aceite adicionales, figuras 1 y 2.Los principales proyectos estn implementados enlos EUA, Canad, Venezuela, Mxico, Trinidad,Libia y Turqua. 80 proyectos conciernendirectamente a la in eccin de CO (solamente 6 en

YACIMIENTOS DE CO2 EN MEXICO. ALTERNATIVA VIABLEPARA PROGRAMAS DE RECUPERACION TERCIARIA

Heron Gachuz Muro, Pemex E & P, [email protected]

Copyright 2005, CIPM. Este artculo fue preparado para su presentacin en el cuarto E-Exitep 2005, del 20 al 23 de febrero de 2005 en Veracruz, Ver., Mxico.El material presentado no refleja necesariamente la opinin del CIPM, su mesa directiva o sus colegiados. El artculo fue seleccionado por un comit tcnicocon base en un resumen. El contenido total no ha sido revisado por el comit editorial del CIPM.


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Proyectos con EOR en EUA 2004

Trmicos

39%

Qumicos

3%

Gas

58%

Trmicos Qumicos Gas Figura 1.- Proyectos Activos con Recuperacin Terciaria en

EUA, ao 2004

Produccin de Aceite Recuperado por EOR en EUA, 2004

CO2 No Miscibles

0%

Nitrgeno

5%

Hidrgeno

31%

CO2 Miscibles

64%

CO2 Miscibles CO2 No Miscibles Nitrgeno Hidrgeno

Hidrgeno 97,300 bpd

Nitrgeno 14,700 bpd

CO2 No Miscible 102 bpd

CO2 Miscible 205,775 bpd

Figura 2.- Producciones Atribuidas por Procesos de

Recuperacin Terciaria en EUA, 2004

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25

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NmerodeProyectos

C an ad a C hi na C ol om bi a F ra nc ia I nd ia I nd on es ia L ib ia M ex ic o T ri ni da d V en ez ue la

Pas

Proyectos de EOR a Nivel Mundial, 2004

CO2 Miscibles CO2 No Miscibles Combustin in-situ Hidrgeno

INYECCIN DE CO2

El CO2 es un gas muy conocido en la naturaleza.Los investigadores han sido atrados muy prontodesde la puesta de los procesos de recuperacinterciaria para tratar de mejorar las tasas de

recuperacin de aceite. Los primeros estudios seremontan a los aos 50s, ellos han hecho resaltarla gran solubilidad del CO2 en los aceites lo que setraduce en una movilidad importante del aceite yuna baja en su viscosidad. Algunas experiencias dedesplazamiento en los laboratorios han dadoresultados prometedores. Pero en los aos 60s elinters por el CO2 permaneci limitado encomparacin con otros procedimientos. Losprocesos de inyeccin de CO2 pueden ser

clasificados como miscibles o no miscibles.

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20

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NmerodeProyectos

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004

Ao

Proyectos con CO2 EUA

Esp um a C om bu st i n in- si tu C O2 M isc ib le Pol m er os C O2 N o M iscibles N it r ge no H id r ge no Figura 4.- Crecimiento de la Inyeccin con CO2 en los EUA

La fuerte solubilidad del CO2 en el aceite (y unmenor grado en el agua) toma su utilizacin muy

atractiva para la EOR del petrleo. Este gas puedeser inyectado ya sea en estado gaseoso de maneracontinua, o bien bajo forma de baches alternadoscon agua. En el caso de aceites ligeros y medianos,tasas elevadas de recuperacin pueden serobtenidas par los mecanismos de miscibilidadtermodinmica. Con aceites pesados la presin de


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La miscibilidad entre el aceite y el CO2 es todavaconsiderada el mecanismo ms importante y estoocurrir en ms sistemas cuando la presin seabastante alta. En general, las altas presiones sonrequeridas para comprimir el gas a una densidad enla cual llegue a ser a buen solvente para los

componentes ligeros de los aceites, estodenominado presin mnima de miscibilidad, as, elCO2 puede constituir una alternativa a los mtodostrmicos cuando estos no son aplicables (a grandesprofundidades, por ejemplo).

Segn las caractersticas del yacimiento a serintervenido, el CO2 es inyectado bajo los siguientesmtodos:

a) Inyeccin continua.- Es la manera mas simple.El CO2 es inyectado de manera continua en elyacimiento hasta que la relacin de gas producidocon el aceite sea demasiado elevada para que elcosto de produccin se considere que ya no eseconmicamente el ms viable.

b) Inyeccin de un bache de CO2.- Un ciertovolumen (de 10 a 80 % del volumen poroso) es

inyectado en el yacimiento de tal manera que eldesplazamiento pueda ser horizontal o vertical.

c) Inyeccin alternada.- Es el mtodo masempleado. Pequeos baches de CO2 (algnporcentaje del volumen poroso) son inyectados enalternancia con baches de agua. Tres parmetroscontrolan este procedimiento:

El tamao del bache La relacin del volumen de CO2 inyectado

sobre el volumen de agua inyectada El nmero de baches

d) Inyeccin cclica.- Se trata de un procedimientode estimulacin que es generalmente aplicado a

it d d ll d

expansin del CO2 disuelto. El ciclo inyeccin-produccin puede ser repetido.

El control de la movilidad ha sido una de lasprincipales preocupaciones de los tcnicos, ellodebido a la baja viscosidad del gas comparada con

la del aceite. Algunos proyectos han experimentadotempranas irrupciones en algunos pozos, sinembargo las compaas estn encontrando que lasmximas producciones de aceite ocurren despusde la irrupcin del CO2 y buenas produccionesfrecuentemente continan por muchos aos.

PROPIEDADES FSICAS, ORIGEN Y RECURSOSDEL CO2

Propiedades Fsicas y Origen

En las condiciones ambientales el CO2 es un gasincoloro, de olor picante y txico cuando sucontenido en la atmsfera alcanza un valor de 10%. Tambin puede encontrarse como lquido o enestado slido. Su masa molecular es de 44.01

g/mol y tiene una densidad con respecto al aire de1.529 a condiciones normales (1.033 kg/cm2 y 0OC). Su temperatura y presin crtica es de 31 OC y73.87 kg/cm2, respectivamente.

El CO2 tiene una distribucin irregular en la cubiertasedimentaria, siendo sus factores condicionanteslas siguientes: fuentes mltiples, alta solubilidad enlos fluidos de formacin y alta reactividad qumica.

Las principales fuentes de CO2 son la oxidacin dela materia orgnica dispersa (MOD), la maduracinde la MOD hmica, la termodescomposicin y eltermometamorfismo de las rocas carbonatadas y elCO2 profundo de origen metamrfico.

Recursos de CO2


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una aplicacin en el campo son generalmenteconsiderables. Ellas van de algunos millones depies cbicos para una prueba piloto hasta variosmillones de pies cbicos para todo un proyecto. Laimportancia de la disponibilidad es determinante.Tres recursos posibles de CO2 son generalmente

conocidos:

Yacimientos naturalesUnidades qumicasIndustrias

Los principales yacimientos naturales en los EUAestn localizados en las Montaas Rocallosas(figura 5), Mississippi y la Meseta de Colorado. Losproyectos de inyeccin de CO2 en Canad y

Hungra tambin usan yacimientos naturales.Existen otros yacimientos conocidos como enRumania y actualmente se han encontrado enMxico.

Figura 5.- Localizacin de los Principales Campos de CO2 enlos EUA

YACIMIENTOS NATURALES EN MEXICO

Las rocas que constituyen este yacimiento soncalizas fracturadas formando un anticlinalasimtrico. El campo fue descubierto en el ao1980 y es productor de gas y condensado. Sonproductores 10 pozos con un promedio de 57MMscf/d (70 % del gas producido es CO2). Un 80 %

del CO2 separado es inyectado a un yacimientocercano el cual ya presenta resultadossatisfactorios con este proceso de recuperacin. Lareserva remanente es de 357 MMMscf de gas y 18MMSTBL, siendo alrededor de un 52 % el volumenproducido.

El siguiente yacimiento, Campo B, ocupa unaextensin mucho ms grande que el primero, seencuentra localizado en el norte de Mxico entre los

estados de Veracruz, Tamaulipas y San LuisPotos, figura 7. El rea cuenta con informacin delos primeros pozos perforados que datan decomienzos del siglo pasado donde los objetivoseran encontrar aceite. Datos histricos con pozosproduciendo ms de 50 MMscf/d fueron localizadospero la mayora cuentan con datos escasos ymuchos de ellos estn taponados. Se tienen enexplotacin cerca de 17 pozos produciendo

diferentes gastos y diferentes concentraciones deCO2. Estudios recientes demuestran el potencialque el rea tiene. Estos estudios van desde ssmica2D, caracterizacin dinmica, mtodosprobabilsticas para estimar el volumen original,clculos volumtricos, pronsticos de produccionesy expectativas de desarrollo a campos maduros.

G O L F O D E M E X I C O

Comalcalco

Paraiso

Frontera

EDO.DE

CAMPECHE

Cd. Pemex

LAG.REDONDA

Villahermosa

AguaDulce

Reforma

M.

Crdenas

Huimanguillo

G O L F O D E M E X I C O

Comalcalco

Paraiso

Frontera

EDO.DE

CAMPECHE

Cd. Pemex

LAG.REDONDA

Villahermosa

AguaDulce

Reforma

M.

Crdenas

Huimanguillo


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MEXICO

U.S.A.

GUATEMALA

GOLFO

DE

MEXICO

OCEANO

PACIFICO

TOPILA

QUEBRACHE

EBANO

TAMPICO

MEXICO

U.S.A.

GUATEMALA

GOLFO

DE

MEXICO

OCEANO

PACIFICO

MEXICO

U.S.A.

GUATEMALA

GOLFO

DE

MEXICO

OCEANO

PACIFICO

TOPILA

QUEBRACHE

EBANO

TAMPICO

Figura 7.- Plano de Localizacin de la Nueva rea Potencial

de CO2

Los primeros trabajos geolgicos arrojan que laformacin productora es el Cretcico con espesores

brutos que sobrepasan los 50 m. Se detecta lapresencia de un acufero asociado con elyacimiento.

El pozo con mayor historia de presin-produccindata del ao 1959, fue puesto en produccin en elprimer trimestre de ao 1997, actualmente continuaen explotacin y evaluacin. Los estudios decaracterizacin dinmica e ingeniera de

yacimientos presentan ajustes como yacimientoactuando infinitamente. No se detectaron lapresencia de fallas cercanas por lo menos a 1000m de radio de drene. La cada de presin a lo largodel tiempo es en promedio por mes de 0.22 kg/cm2.El comportamiento de P/z vs Gp para este pozomuestra probablemente que el acufero no seaactivo, figura 8. Determinacin de reas de drenecon problemas de interferencia -figura 9- en nuevos

pozos demostraron que nuevas localizaciones paraexplorar las zonas aledaas deberan estar por lomenos a una distancia de entre 500 y 1000 m.

Los estudios probabilsticos dieron valores devolumen original de 5.836 Tscf (clculosvolumtricos estiman 10.2 Tscf) lo que lo colocara

t l 5 i i t i t t i l

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000

Gp (MMPC)

P/Z

G=7481 MMPC

FrFraa la fechala fecha= 63 %= 63 %

0

1000

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0 2000 4000 6000 8000 10000 12000

Gp (MMPC)

P/Z

G=7481 MMPC

FrFraa la fechala fecha= 63 %= 63 %

Figura 8.- Clculo del Volumen Original para Pozo en

Explotacin

Tabla 1

SCGIIP STOIIP(Bscf) (MMSTB)

-------------------------------------------------------------------------------------Principal Valor 5836.39 46.2345Desviacin Estndar 3528.63 28.303990 % de Probabilidad 2167.07 18.520950 % de Probabilidad 4880.50 39.160510 % de Probabilidad 11051.00 88.5547

Las limitaciones actuales se enfocan al pococonocimiento del rea por lo que dos pozos fueronpropuestos a perforar para la toma de informacin yel seguimiento de los comportamientos dinmicosdel yacimiento. Las zonas seleccionadas, figura 10,se encuentran geogrficamente localizadas en unrea aproximada de 33 km

2de un total de 440 km

2.

DISEO

1000 m.

Pozo Productor Pozo Nuevo

Qg(MMPCD)

Presin(psia)

DISEO

1000 m.


DISEO

1000 m.


Qg(MMPCD)

Presin(psia)


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Configuracin Estructural Kts

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2

2

L-112

1 2 2 1

1 2 6 9

1 3 1 7

1 3 6 5

1 4 1 3

1 4 6 1

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1 5 5 7

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1 9 8 1

2 0 2 9

2 0 7 7

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2 1 7 3

2 2 2 1

2 2 6 9

2 3 1 7

L-10

8

2 3 4 1

221 7

1 7 4 9

1 8 9 3

1 9 4 1

1 9 8 9

2 0 3 7

2 2 2 9

1 6 0 9

1 6 5 7

1 7 0 5

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1 8 0 1

1 8 4 9

1 8 9 7

1 9 4 5

1 9 9 3

2 0 4 1

2 0 8 9

2 1 3 7

2 1 8 5

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2 3 2 9

2 0 4 7

L-113

1 1 7 3

1 0 2 9

1 0 7 7

1 1 2 5

Pozo Nuevo900

Pozo Productor

Pozo Nuevo

Configuracin Estructural Kts

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900

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L-112

1 2 2 1

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L-10

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L-113

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Pozo Nuevo900

Pozo Productor

Pozo Nuevo

Figura 10.- Nuevas Localizaciones Propuestas a Desarrollar

EVALUACION TECNICA DE YACIMIENTOS

El conocimiento del yacimiento donde se pretenderealizar un proceso de EOR es el punto msimportante para delinear el xito del proyecto deinyeccin. Una incorrecta evaluacin geolgica hasido al menos una causa parcial del inadecuadodesarrollo en algunos proyectos. Una buena

caracterizacin del yacimiento es requerida paracomprender el diseo, los gastos de inyeccin, lassaturaciones de aceite residuales, los contactosagua/aceite, la continuidad entre pozos, zonas deprdida, entre otros factores que pueden afectar larecuperacin. Es aceptado que el CO2 en lo generalmueve y desplaza aceite, pero necesitamos proveermtodos para controlar los barridos con el fin demejorar el uso de las propiedades del gas.

La geologa no cambia, en proyectos donde se tuvoinyeccin de agua la historia debe ser bienestudiada y evaluada ya que nos proveer deinformacin valiosa para el anlisis de la inyeccinde CO2.

disponibilidad del gas favoreceran el uso. El costodel gas es una variable de mucha importancia,puede variar mucho dependiendo ya sea de tenerrecursos naturales de CO2 o gas procesado de lasindustrias o unidades qumicas y tambin delmtodo de transporte y por supuesto de ladistancia. Volmenes enormes tienen que sertransportados en determinados casos cientos dekilmetros hacia los campos productores de aceite.

Algunos costos de transporte pueden ser vistos enlas figuras 11 y 12, donde se aprecia la diferenciagrande que existe entre la entrega por tubera comopor camiones o tren, siendo el abastecimiento atravs de tuberas el camino ms favorable.

0

5

10

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0 100 200 300 400 500

2 a 3 por tonelada de CO2 por cada 100 km

3 MMton/ao en tierra

3 MMton/ao en el mar



C

ostodeTransporte(euros/ton)

Distancia (km)

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2 a 3 por tonelada de CO2 por cada 100 km





C

ostodeTransporte(euros/ton)

Distancia (km) Figura 11.- Costos de Transporte del CO2 en Europa


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En EUA, anlisis de costos con abasto por tuberahan permitido catalogar a los yacimientos en 4tipos:

Yacimientos con Grandes Volmenes.- Yacimientoscon grandes acumulaciones y que se encuentran auna distancia considerable, permiten el abasto atravs de tuberas de gran capacidad.

Yacimientos Grandes a Pequeos, Cercanos aTuberas Principales.- Yacimientos que pueden serabastecidos por lneas a partir de tuberasprincipales.

Yacimientos Grandes a Pequeos, Cercanos aRecursos Naturales.- Yacimientos prximos a

recursos naturales donde solamente mnimoscargos de transportacin seran requeridos paraentregar el gas.

Yacimientos Pequeos.- Las alternativas aqu sonla construccin de una tubera pequea o la entregava camiones.

El campo McElmo Dome produce 300 Bscf por aoa travs de una tubera que recorre 800 km hasta elOeste de Texas (otra pequea fraccin es enviadahacia el suroeste de Utah). Otra tubera importantetransporta 90 Bscf por ao de los campos de BravoDome y Sheep Mountain hacia esta misma zona,figura 5. 38 Bscf/ao son enviados del campo BigPiney-La Barge hacia los campos Wertz y Rangelya travs de una tubera de 180 km y 268 km (19Bscf cada una), respectivamente, adems de sertirados a la atmsfera cerca de 114 Bscf/ao.

La Tabla 3 presenta los costos totales calculadospara los casos de obtener el gas de recursosnaturales o extraerlo de las industrias en los EUA.

Altos precios se aprecian al tratar de obtener el CO2directamente por procesos industriales donde el

Con los precios por encima de los $ 30 dls, lascompaas, principalmente en los EUA, estnconsiderando implementar este sistema derecuperacin ya que se presenta econmico enestos momentos. Estn planeados 4 proyectosadicionales en EUA y uno mas en Canad (solouno de recuperacin no miscible). Algunas vecesun proyecto puede ser tcnicamente exitoso pero elaspecto econmico puede ser no positivo. El 65 %de los proyectos desarrollados han sido exitosos,demostrando as las bondades de este tipo derecuperacin, figura 13.

Evaluacin de Proyectos de CO2 a Nivel Mundial

Proceso Miscible

65%4%

19%

12%

Exitosos Desalentadores Prometedores Etapa Temprana de Desarrollo Figura 13.- Evaluacin de Proyectos con Inyeccin de CO2,

Proceso Miscible

Si usamos un costo de transporte por camin de $2.75 dls/Mscf para el CO2, dos curvas fuerondeterminadas: una para el gas extrado de manera

natural y otra del proceso industrial. Estas curvas,mostradas en la figura 14, indican la combinacindel volumen a recuperar y la distancia del medioproveedor de gas hacia el yacimiento potencial. Enambas en clara la tendencia, entre mayor sea elvolumen probable a recuperar y la distancia, el usode una tubera transportadora de gas representa el

b fi i i


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Figura 14.- Transportacin del CO2 en Funcin de laDistancia y los Barriles de Aceite a Recuperar

PROYECTOS DE RECUPERACION MEJORADAEN MEXICO

Como se mencion anteriormente, en el sureste deMxico se encuentra en desarrollo la inyeccin de

CO2. Este procedimiento ha resultado exitoso, sinembargo, su aplicacin en todo Mxico ha estadolimitada por la falta del recurso y los altos costos. Apartir del descubrimiento del potencial que existe enla zona noreste del pas se han comenzado adesarrollar los primeros estudios para su aplicacinen campos maduros cercanos al yacimientoencontrado. A continuacin se detallarn algunasposibles aplicaciones:

Campo C

Se encuentra localizado al noreste de Mxico y seubica a 75 km aproximadamente del yacimiento deCO2. Se encuentra en produccin desde el ao1956. Alcanz una produccin mxima de 26 000b il d it d E l 1970 i

densidad del aceite, lo que resulta de los gastos deinyeccin y de la presin de miscibilidad calculadapara el aceite (18 oAPI), figura 15.

El anlisis con procedimientos de fase miscible y nomiscible dieron recuperaciones mximas calculadasde 3.6 % y 0.23 % del aceite remanente, lo que setraducira en un volumen adicional de 32 MMSTBL.La meta para un proyecto a gran escala es alcanzar20 000 b/d (40 MMscf/d de inyeccin,aproximadamente). La implementacin delprograma piloto permitir conocer con mayorprecisin algunos parmetros que an puedenmejorar los procedimientos. El redireccionamientode la inyeccin de agua y el programa de inyeccinde gas permitirn alcanzar una recuperacin, con

los clculos preliminares, de 21.6 %.

Campo D

Situado aproximadamente a 400 km del yacimientode CO2. Siendo un yacimiento con un modelo dedeposito de tipo abanicos submarinos, presentaenorme heterogeneidad entre cada cuerpo. Lascaractersticas de los fluidos de la formacin lo han

hecho un candidato idneo para ser estudiado bajoel proceso de desplazamiento miscible. Productordesde el ao 1977 apenas sobrepasa el 3 % derecuperacin. La figura 16 muestra las prediccionesrealizadas a un cierto tiempo y con diferentesescenarios de desarrollo. De estos se observa quela mejor recuperacin se obtendr con la inyeccinde gas. Los factores finales de recuperacinsobrepasan el 16 %.

Anlisis Econmico

Contando con el recurso natural y tomando comovalores comparativos la tabla 3 y la figura 14:

Campo C: Con un volumen esperado adicional de32 MMbl y una distancia aproximada de 75 km (47


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Campo D: Con un volumen adicional a recuperar de15 MMbl y una distancia al recurso natural de 400km (250 millas) el proyecto sera econmico con lautilizacin de una tubera principal. El costoaproximado es de $ 0.48 dls/Mscf. Debemos hacernotar que la propuesta plantea una tubera concapacidad de 200 MMscf/d para poder abastecerdiversos campos que se encuentran a lo largo deltrayecto, lo que representa un aprovechamiento delrecurso y una disminucin considerable en costos.

Pozo Inyector

Pozo Inyector

Pozo Inyector

Pozo Inyector

Pozo Inyector

Pozo Inyector

Pozo Inyector

Pozo Inyector

Pozo Inyector

Pozo Inyector

Figura 15.- Disminucin de la Viscosidad al Inyectar el Gas,

Campo C

La experiencia en diversos yacimientos hademostrado que se necesitan entre 5 y 10 Mscf porbarril que se desee obtener, ello permite entoncessuponer que para el Campo C con un precio totalde 0.34 dls/Mscf y con un volumen estimado de 7Mscf por barril a recuperar, el precio es de $ 2.38

dls/bl. En el Caso del Campo D tendremos $ 3.36dls por barril, significa en pocas palabras que alprecio de extraccin se le agregar estos valorescalculados.

CONCLUSIONES

0

1

2

3

4

5

6

7

DIC

1977

DIC

197

9

DIC

198

1

DIC

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DIC

1985

DIC

1987

DIC

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DIC

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DIC

1995

DIC

1997

DIC

199

9

DIC

200

1

DIC

200

3

DIC

2005

DIC

2007

DIC

200

9

DIC

201

1

DIC

201

3

DIC

2015

DIC

2017

DIC

201

9

DIC

202

1

DIC

202

3

DIC

2025

DIC

2027

TIEMPO

Qo[MB

PD]

Agot. nat.c/11 pozos adic. Agot. nat.c/50 pozos adic.Iny. 5 MMPCD CO2 c/50 pozos adic. Iny. 6 MBPD agua c/50 pozos adic.

Frn= 11.6 %

Frw= 13.7 %

Frg= 16.7 %

0

1

2

3

4

5

6

7

DIC

1977

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197

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198

1

DIC

198

3

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3

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1

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1

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3

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2027

TIEMPO

Qo[MB

PD]

Agot. nat.c/11 pozos adic. Agot. nat.c/50 pozos adic.Iny. 5 MMPCD CO2 c/50 pozos adic. Iny. 6 MBPD agua c/50 pozos adic.

Frn= 11.6 %

Frw= 13.7 %

Frg= 16.7 %

Figura 16.- Predicciones con Diferentes Esquemas de

Desarrollo, Campo D

0

10

20

30

40

50

60

DIC

1977

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197

9

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DIC

2027

TIEMPO

Np[MM

Bls]

Agot. Nat. c/11 pozos adic. Agot. Nat. c/50 pozos adic.iny. de CO2 c/50 pozos adic. Iny. de Agua c/50 pozos adic.

Figura 17.- Volmenes Adicionales a Partir de los Esquemas

de Desarrollo, Campo D

El uso a nivel mundial del CO2 como mecanismo deenerga adicional se encuentra en un crecimientocontinuo, por lo que las tcnicas de aplicacin cadavez son ms conocidas.

La disponibilidad del recurso representa unaimportante disminucin en el costo total por Mscftransportado.

Diversos estudios muestran que un mejorconocimiento del modelo geolgico permite tenermejores resultados.


10/12

La necesidad de estudiar nuevos procedimientos derecuperacin en Mxico debe ser ya una realidad,por lo que el aprovechamiento de sus recursosnaturales de CO2 pondr en evidencia la factibilidadeconmica de su uso y aplicacin.

El costo del desarrollo del campo B, representarsolo un pequeo apartado del total de costos porabastecimiento del gas.

Los clculos aqu presentados han tomado comobase los valores que se tienen en los principalesdesarrollos encontrados en los EUA.

REFERENCIAS.

Reingeniera de los Proyectos de Inyeccin deAgua y Diseo de Nuevos Proyectos deRecuperacin Secundaria y Mejorada en la ReginNorte, Comesa/PEP, Reporte Interno, 2004.

Moritis Guntis: EOR Continues to Unlock OilResources, Oil and Gas Journal, week of April 12,

2004, 45-65.

Friedman Barry M., Wissbaum Richard J. yAnderson Shaun P.: Various Recovery ProcessesSupply CO2 for EOR Projects, Oil and Gas Journal,week of August 23, 2004, 37-43.

Grigg Reid B.: Improving CO2 Efficiency forRecovering Oil Heterogeneous Reservoirs, FinalReport, DOE Contract No. DE-F626-01BC15364,October 31, 2003.

Enhanced Oil Recovery Potential in the UnitedStates, Office of Technology Assessments, Libraryof Congress Catalog Card Number 77-600063,January, 1978.

Mountains: Candidates for CO2 Sequestration,Utah Geological Survey, 2003.

Popp V. V., Marinescu M.y Manoiu D.:Possibilitiesof Energy Recovery from CO2 Reservoirs, SPE48925, New Orleans, Louisiana, 27-30 September1998.

Martin F. David, Taber J. J.: Carbon DioxideFlooding, SPE 23564, April 1992.

Doleschall S., Szittar A. y Udvardi G.: Review ofthe Years Experience of the CO2 Imported OilRecovery Prpjects in Hungary, SPE 22362, Beijing,China, 24-27 March 1992.

Hunter J. K. y Bryan L. A.: LaBarge Project:Availability of CO2 for Tertiary Projects, SPE15160, Billings, MT, 19-21 May 1986.

Murtada H., Hofling B.: Carbon Dioxide-AMobilizing Agent for Heavy-Oil Recovery.

Nomenclatura

CO2, Bixido de CarbonoMOD, Materia Orgnica DispersaEOR, Recuperacin Mejorada o TerciariaEUA, Estados Unidos de AmricaSCGIIP, Volumen Original de Gas a Condiciones

AtmosfricasSTOIIP, Volumen Original de Aceite a Condiciones

AtmosfricasMscf, Miles de Pies Cbicos de Gas a Condiciones

Atmosfricas (1 x 103)MMscf, Millones de Pies Cbicos de Gas a

Condiciones Atmosfricas (1x 106)

Bscf, Billones de Pies Cbicos de Gas aCondiciones Atmosfricas (1 x 109)

Tscf, Trillones de Pies Cbicos de Gas aCondiciones Atmosfricas (1 x 1012)

d, DaBL, BarrilesMMSTBL, Millones de Barriles de Aceite a

Condiciones Atmosfricas (1 x 106)dls Dlares Americanos


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11

Tabla 2.- Datos, Caractersticas y Propiedades de los Yacimientos de CO2 en el Mundo

Pas

Campo Farnham Dome Utah Big Piney-La Barge McElmo Dome Sheep Mountain Bravo Dome SpringervilleFormacion - Madison White Rim Moenkopi Cedar Mesa Toroweap White Rim Kaibab Timpoweap Shinarump - - - -

Descubrimiento 1931 1963 - 1947 1960 - - - - - 1948 - 1916 1959

Cierre 1972 - - - - - - - - - - - - -

Area (Km2) 10 3500 34 34 150 150 150 150 150 150 800 20 2000 25

Profundidad promedio (m) 900 4500 3900 3340 960 787 787 720 691 418 2100 1500 700 600

Litologia Arenisca Dolomita Arenisca Caliza Arenisca

Dolomita con

intercalaciones de

arenisca y lutita

Arenisca Caliza y DolomitaCaliza y Dolomita con

intercalaciones de siltstoneA ren is ca D ol omi ta A ren is ca A ren isc a V ari abl e

Espesor bruto (m) 100 - - - - - - - - - 90 150 - 100

Espesor neto (m) 12 136 150-200 15-18 387 120 120 85 25 69 21 - 30 -

Porosidad (%) 12 6-12 8-12 6 12-16 6-8 6-8 6-8 4-5 4-8 3-20 - 20 20

Presion (Kg/cm2) - - - - - - - -

Temperatura (oC) - - - - - - - -

Permeabilidad (mD) - - - - 23 - 42 100

Produccion inicial (MMscf/d) - 40 - - - - 2.7 2.5

Produccion actual (Bscf/ao) - 152 - - 220-315 57-70 120-133 -

Produccion Acumulada (Bscf) 4.8 1700 - - 3300 1200 1900 -

Reserva (Tscf) - 134 - 0.14 17 2.5 16 -

CO2 (%) 98.9 66-90 98.82 99.5 98.2 97 99 90

Metano (%) - 22 0.14 0.1 0.2 1.7 - -

N2 (%) 0.9 7 1.03 - 1.6 0.6 - 5-10

H2S (%) - 4.5 - - - - - -

0.40-0.70

Estados Unidos

2.5-5.0

-

-

-

Gordon Creek Escalante

-

124

-

1.5-4

93.1-96.1

-

Pas Rumania Hungria

Campo - Budafa Campo A Campo B

Formacion - - - Tamaulipas Superior

Descubrimiento 1943 1968 1980 1915

Cierre - - - -

Area (Km ) - - 12 400

Profundidad promedio (m) 2400-2959 3200-3400 3028 920

Litologia - - Caliza CalizaEspesor bruto (m) - - - -

Espesor neto (m) - - 58 50

Porosidad (%) - - 6 8-12

Presion (Kg/cm2) 306-357 340 349 108

Temperatura (oC) 125-159 164 104 53

Permeabilidad (mD) - 25 8.2

Produccion inicial (MMscf/d) - 35 1 2.3-5

Produccion actual (Bscf/ao) - - 20.8 1.2

Produccion Acumulada (Bscf) - - 335 5.1

Reserva (Tscf) 0.6 0.69 5.8-10.2

CO2 (%) 99 80.96 59-80 92.19

Metano (%) 0.4 15.47 7-30 5.5

N2 (%) 0.1 1.9 0.38-9.72 1.1

H2S (%) - 0.3 0.031-1.55 -

Mexico


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12

Tabla 3.- Costos Totales por Mscf de CO2

Capacidad de la

Tubera (MMscf/d)

Distancia

(Millas)

Costos de Transporte

(Dlares)

Costos de Operacin

(Dlares)

Compra del CO2

de Recusos

Naturales

(Dlares)

Costo de Extraccin delCO2 de las Industrias

(Dlares)

Otros Costos de las

Industrias (Dlares)

Costo Total deRecursos Naturales

(Dlares)

Costo Total de

Industrias (Dlares)

100 0.06 0.24 0.22 0.9 0.3 0.52 1.5

200 0.12 0.24 0.22 0.9 0.3 0.58 1.56

300 0.18 0.24 0.22 0.9 0.3 0.64 1.62

400 0.24 0.24 0.22 0.9 0.3 0.7 1.68

100 0.08 0.24 0.22 0.9 0.3 0.54 1.52

200 0.16 0.24 0.22 0.9 0.3 0.62 1.6

300 0.24 0.24 0.22 0.9 0.3 0.7 1.68

400 0.32 0.24 0.22 0.9 0.3 0.78 1.76

100 0.12 0.24 0.22 0.9 0.57 0.58 1.83

200 0.24 0.24 0.22 0.9 0.57 0.7 1.95300 0.36 0.24 0.22 0.9 0.57 0.82 2.07

400 0.48 0.24 0.22 0.9 0.57 0.94 2.19

50 0.1 0.24 0.22 0.9 0.9 0.56 2.14

100 0.21 0.24 0.22 0.9 0.9 0.67 2.25

200 0.42 0.24 0.22 0.9 0.9 0.88 2.46

300 0.63 0.24 0.22 0.9 0.9 1.09 2.67

400 0.84 0.24 0.22 0.9 0.9 1.3 2.88

50 0.19 0.24 0.22 0.9 0.9 0.65 2.23

100 0.38 0.24 0.22 0.9 0.9 0.84 2.42

200 0.76 0.24 0.22 0.9 0.9 1.22 2.8

300 1.14 0.24 0.22 0.9 0.9 1.6 3.18

50 0.45 0.24 0.22 0.9 0.88 0.91 2.47100 0.9 0.24 0.22 0.9 0.88 1.36 2.92

200 1.8 0.24 0.22 0.9 0.88 2.26 3.82

50 0.88 0.24 0.22 0.9 - 1.34 2.02

100 1.76 0.24 0.22 0.9 - 2.22 2.9

200 3.52 0.24 0.22 0.9 - 3.98 4.66

25

10

5

300

200

100

50

46 Yacimientos de CO2 en Mexico Para Recuperacion Terciaria

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