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Aportaciones de las Ciencias Químicas a la

Solución de Problemas Nacionales en Materia de

Hidrocarburos

Experiencias de la Recuperación Secundaria y

Mejorada en México

M. en I. Alfredo León García

Facultad de Ingeniería

DEPFi, UNAM

México D.F., a 5 de marzo de 2020

Contenido

Introducción

Factores de Recuperación en Campos de México.

Proyectos de Recuperación Secundaria y Mejorada.

Pruebas Piloto de Recuperación Mejorada.

Estrategia para la aplicación de Procesos de recuperación secundaria o mejorada

Conclusiones y Recomendaciones.

Recuperación Secundaria de

Aceite

Este proceso consiste en suministrar energía al yacimiento mediante la inyección de un fluido el cual puede ser agua o gas, en condiciones inmiscibles.

El propósito de la recuperación secundaria es mantener la presión del yacimiento y desplazar los hidrocarburos de los pozos inyectores hacia los productores.

La etapa de recuperación secundaria alcanza su límite cuando el fluido inyectado (agua o gas) se produce en cantidades considerables de los pozos productores y la producción deja de ser económica.

Recuperación Mejorada de Aceite

Procesos para mejorar la recuperación de aceite de los yacimientos adicionalmente a la recuperación primaria y/o secundaria.

Suministro de energía y o agentes para la recuperación de aceite que no pueden ser recuperado por la energía natural del yacimiento.

Mejora de la movilidad del aceite entre los fluidos inyectados y los fluidos del yacimiento reduciendo las fuerzas capilares y la tensión interfacial.

Aceite Residual

Aceite No Barrido• La inyección de agua o la entrada

de agua del yacimiento

proveniente del acuífero, puede

dejar aceite atrapado debido a las

heterogeneidades del yacimiento.

• El aceite que permanece en los

poros pequeños de la roca después

de un proceso de recuperación

secundaria o entrada de agua al

yacimiento.• Para recuperar el aceite residual

atrapado es necesario la aplicaciónde procesos de recuperación

mejorada.

Aceite ResidualAceite que permanece en los poros pequeños

Agua que desplaza aceite de los poros grandes

Agua sobre la superficie del grano (roca mojada por agua.

Contenido

Introducción






Factores de Recuperación de

Aceite en el Mundo

0

10

20

30

40

50

60

Angola Brasil Cánada México Noruega Inglaterra EstadosUnidos

Irán Venezuela PromedioMundial

Fa

cto

r d

e R

ec.

Ace

ite

(%

)Factor de Recuperación de Aceite por Páis

Factor de recuperación de aceite 2003 (%)

Referencia: CNH.: “Documento Técnico, Factores de Recuperación de Aceite y Gas en México”, México D.F., Junio2010.

Campos de Aceite y Gas por

Región

169118

2014

Campos de Aceite Con Reservas

Región Norte Región Sur Región Marina Suroeste Región Marina Noreste

Total de Campos de Aceite 321

234

24

1 0

Campos de Gas con Reservas

Región Norte Región Sur Región Marina Suroeste Región Marina Noreste

Total de Campos de Gas 259


Factores de Recuperación de

Aceite por Región.

* Incluye al Activo Aceite Terciario del Golfo

136,784 mmbls

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

180,000

Región Norte Región Sur Región MarinaNoreste

Región MarinaSuroeste

Vo

lum

en

Orig

ina

l d

e A

ce

ite

(m

mb

ls)

Volumen Original de Aceite*

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

Región MarinaNoreste

Región MarinaSuroeste

Región Sur Región Norte

Fa

cto

r d

e R

ec.

de

Ace

ite

(%

)

Factores de Recuperación de Aceite por Región**

** No incluye al Activo Aceite Terciario del Golfo.


Contenido

Introducción






Proyectos Región Norte

No Campo Tipo de Roca NTipo de

ProcesoWi Qi Actual

Fr

AtribuibleVpi

Tipo de

Fluido

Inyectado

Observaciones

(mmbls) (mmbls) (mbpd) (%) (mmbls)

1 Poza Rica Carbonatos 4,810 Secundario 2,938 41 7.8 0.61 Agua Dulce En Operación

2 San Andrés Carbonatos 1,405 Secundario 710 0 15.5 0.51 Agua Dulce Suspendido

3 Hallazgo Carbonatos 259 Secundario 72 0 6.1 0.28 Agua Dulce Suspendido

4 Remolino Carbonatos 224 Secundario 4 0 0.02 Agua Dulce Suspendido

5

Tamaulipas -

Constitucio

nes

Carbonatos 2,554 Secundario 996 38 5.4 0.39 En Operación

Referencia: Pemex: “Recuperación Secundaria y Mejorada en México, Anuario Estadístico 2009, Villahermosa Tabasco, 2009.

Volumen original de Aceite y

Factor de Recuperación de Aceite

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

Poza Rica San Andrés Hallazgo Remolino Tamaulipas -Constituciones

Vo

l. O

rig

ina

l d

e A

ceit

e (

mm

bls

)

Volumen Original de Aceite

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

18.0

Poza Rica San Andrés Hallazgo Remolino Tamaulipas -Constituciones

Fa

cto

r. R

ec.

Ace

ite

(%

)

Factor de Recuperación de Aceite


Proyectos Región Sur

No CampoTipo de

RocaN/G

Tipo de

ProcesoWi Gi Qi Actual

Fr

AtribuibleVpi

Tipo de

Fluido

Inyectado

Observaciones

(mmbls/m

mmpc) (mmbls) (mmmpc) (mbpd) (%) (mmbls)

1

Sanchez

MagallanesArenas 1,031 Secundaria 202 22 2.1 0.19 Agua Dulce En Operación

2 Ogarrio Arenas 1,006 Secundaria 101 7 1.2 0.10 Agua Dulce En Operación

3Cinco

PresidentesArenas 972 Secundaria 167 10 2.3 0.07 Agua Dulce En Operación

4 San Ramón Arenas 457 Secundaria 9 0 2.2 0.02 Agua Dulce Suspendido

5 Cuichapa Arenas 453 Secundaria 288 0 8.8 0.64 Agua Dulce Suspendido

6 Bacal Arenas 230 Secundaria 79 1 16.2 0.34 Agua Dulce En Operación

7 Moloacán Arenas 222 Secundaria 16 0 0.8 0.07 Agua Dulce Suspendido

8 Otates Arenas 214 Secundaria 33 1 2.3 0.16 Agua Dulce En operación

9 La Venta Arenas 206 Secundaria 98 0 3.9 0.47 Agua Dulce Suspendido

10 Rodador Arenas 163 Secundaria 6 0 3.3 0.03 Agua Dulce Suspendido

11 Puente Arenas 6 Secundaria 1 0 0.18 Agua Dulce Suspendido

12 El Golpe Arenas 316 Secundaria 36 0 8.2 0.12 Agua Dulce Suspendido

13

Jujo -

Tecominoac

an

Carbonatos

YNF3,785 Secundaria N2 Sin datos

14 ArtesaCarbonatos

YNF228 Secundaria 6 0.02 Agua Dulce Suspendido

15 ArtesaCarbonatos

YNF228 Mejorada 19 0.4 CO2 Suspendido

16Cactus -

Dolomía

Carbonatos

YNF2,069 Mejorada 236 5.3 0.12 Agua Dulce Suspendido

17

Sitio

Grande

Carbonatos

YNF1,163 Secundaria 390 9.7 0.34 Agua Dulce Suspendido

18Sitio

Grande

Carbonatos

YNF1,163 Mejorada 17 0.3 CO2 Suspendido

19Samaria

Carbonatos

YNF4,487 Secundaria 700 28 3.9 0.16 Agua Dulce Operación

20 CunduacánCarbonatos

YNF2,802 Secundaria 344 0.12 Agua Dulce Suspendido

21Oxiacaque

Carbonatos

YNFSecundaria N2

Sin Informe

Oficial

22

JacintoCarbonatos

YNF500 Mejorada 17

Gas

Hidrocaburo

Suspendido,

Yacimiento de

Gas y

Condensado

23

Samaria-

NeogenoArenas Mejorada Vapor

Sin Reporte

Oficial


Proyectos Región Sur

0500

1,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,5005,000

Sa

nc

he

z M

ag

all

an

es

Og

arr

io

Cin

co P

res

ide

nte

s

Sa

n R

am

ón

Cu

ich

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l

Mo

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Ro

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Jujo

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Art

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Do

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Vo

lum

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gin

al

de

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(m

mb

ls) Volumen Original de Aceite

0.02.04.06.08.0

10.012.014.016.018.0

Sa

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Cin

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La

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ino

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Fa

cto

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ce

ite

(%

) Factor de Recuperación Atribuible


Proyectos Región Marina Noreste

Proyecto No CampoTipo de

RocaN

Tipo de


Fr

AtribuibleVpi

Tipo de

Fluido

Inyectado

Observaciones

(mmbls) (mmbls) (mmmpc) (mbpd) (%) (mmbls)

1 AkalCarbonatos

YNF32,209 Secundaria 2505 N2 En Operación

2 Ek Arena 799 SecundariaAgua de

Mar

Ek inicio

operación de

inyección en

junio de 2006

3 Balam Arena 775 Secundaria 2Agua de

MarEn Operación


Inyección de N2 al Campo Akal

1,473

MBD

679

731

742 MBD

sep /04 2,152

MBD

1410Ene / 97 1,146

MBD

Base production

Oil due to the new wells and facilities production

Oil production due to the nitrogen injection

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04

AÑO

(Q

o M

BP

D)

Years

N2

INJECTION

Referencia: Rodríguez N. A.: “The nitrogen injection in Cantarell field a successful maintenance pressure project”, Congreso de Recuperación Mejorada, Londres U.K, Diciembre 2004.

Proyectos Región Marina Suroeste

No CampoTipo de

RocaN

Tipo de


Fr

AtribuibleVpi

Tipo de

Fluido

Inyectado

Observaciones

(mmbls) (mmbls) (mmmpc) (mbpd) (%) (mmbls)

1Abkatun-

Pol-Chuc

Carbonatos

YNF9,759 Secundaria 1406 79 4.1 0.14

Agua de

Mar

1 AbkatunCarbonatos

YNF5,435

2 PolCarbonatos

YNF2,253

3 ChucCarbonatos

YNF2,071

SecundariaAgua de

Mar

En Operación

inyección de

agua en el

acuífero asociado

para

mantenimiento

de presión.


Proyectos Región Marina Suroeste

Referencia: Toledo Piña R.: “Water Injection in Offshore Naturally Fractured Reservoirs Associated to a Common Aquifer, SPE 169275, Maracaibo Venezuela, Mayo 2014.

Ubicación del Complejo Abkatun –Pol-ChucComparación de la Producción por

comportamiento primario y por inyección de agua

Contenido

Introducción






Pruebas Piloto

Se han realizado pruebas piloto en los siguientes

campos los cuales no tuvieron una aplicación masiva.

Inyección de aire en el campo Cárdenas

Inyección de espumas en el campo Akal.

Inyección de químicos en el campo Jujo-

Tecominoacan.

Contenido

Introducción






Puntos Importantes a Realizar

Modelo estático y dinámico del yacimiento

•Entender las heterogeneidades del yacimiento.

•Modelado de diferentes procesos de recuperación secundaria o mejorada.

•Establecer una cartera de proyectos de procesos de recuperación secundaria o mejorada.

• La aplicación de procesos de recuperación mejorada o secundaria de manera oportuna mejora la economía del proyecto.

Revisar y definir las diferentes fuentes de abastecimiento agentes de recuperación

mejorada

•Definir las posibles fuentes de abastecimiento de agua.

•Establecer las posibles fuentes de abastecimiento de CO2, fuentes naturales o plantas industriales.

•En caso de la inyección de vapor revisar posibles fuentes de abastecimiento de agua y energía.

Revisión de la Infraestructura Superficial para la Aplicación

de los PRSM

•Revisar el estado de las instalaciones para el manejo de la producción futura de aceite.

•Establecer las condiciones adecuadas para el manejo de los fluidos de inyección producidos.

•Establecer el tiempo adecuado para la instalación de plantas de procesamiento de los fluidos producidos.

Administración de los PRSM

•Formación de los recursos humanos para la aplicación de procesos de recuperación secundaria o mejorada.

•Establecer en la estructura de la organización áreas especializadas para la administración de los proyectos.

Aplicación de Tecnología

Registros especiales para el monitoreo del movimiento de los fluidos inyectados

Perforación y terminación de pozos horizontales, multilaterales.

Optimización de los sistemas artificiales de producción.

Monitoreo del movimiento de los fluidos con sísmica 4D.

Manejo de plantas de tratamiento para el manejo de los fluidos producidos

Utilización de pozos inteligentes para el monitoreo de los fluidos.

Contenido

Introducción






Conclusiones y Recomendaciones

La experiencia de recuperación mejorada en México es muy poca, se

cuentan los procesos de inyección de CO2 en los campos Artesa y Sitio

Grande, la inyección de gas hidrocarburo en el campo Jacinto y la inyección

de vapor en el campo Samaria Neógeno.

Se cuenta con experiencia en los procesos de inyección de N2, los cuales seaplicaron en los campos Akal, Oxiacaque y Jujo –Tecominacan, en los cuales

es necesario evaluar para observar el beneficio de la inyección del

mantenimiento de presión.

Se considera importante la formación de equipos expertos para la

administración de los proyectos de recuperación secundaria y mejorada, ya

que se observo en algunos proyectos de inyección de agua con muy bajos

factores de recuperación.

Se considera importante la evaluación de proyectos maduros de inyección deagua para considerar la inyección de agentes químicos para incrementar los

factores de recuperación.

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