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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.

Región Yacimientos de aceite en explotacion

Recuperación Primaria Recuperación Secundaria Fluyentes Sistemas

Artificiales Fluyentes Sistemas

Artificiales Norte 114 52 58 1 3

Sur 82 41 32 2 7

MarinaNE 14 4 10 -- --

Marina SO 12 11 -- 1 --

Total 222 108 100 4 10

Asimismo, las reservas probadas, probables y posibles que han sido

auditadas para nuestro país, ascienden a la cifra de 57,741 MMBPCE; de las

cuales 27,621 MMBPCE, es decir el 48 por ciento, requieren para su

extracción, en un período de tiempo que permita maximizar su valor

económico, mejorar los sistemas de recuperación existentes o la

implementación de algún sistema de recuperación secundaria o mejorada,

Tabla 5 11 .

En la siguiente sección se presentan los proyectos asociados con

procesos de recuperación secundaria y mejorada en México. En primera

instancia se presentan aquellos que involucran procesos de inyección de

agua y posteriormente los correspondientes a la inyección de gas.

.

e e e e e e e e e e e e e e e e e e e e [i e e

e e e e

e 21 e

Tabla 5. Reservas de hidrocarburos de campos involucrados en recuperación secundaria o mejorada

Region No. de Reservas totales Campos principales campos MMBPCE

Norte 3 1,249 Arenque, Tamaulipas - Constituciones, y Poza Rica

Sur 8 5,422 Complejo A. J. Bermúdez, Jujo - Tecominoacán, Jacinto, y Sitio Grande

Marina NE 4 19,104 Complejo Cantareli, Ku- ____________ Maloob-Zaap, Marina SO 4 1,846 Abkatún-Pol-Chuc, Caan

Total 19 27,621

4.1 Proyectos de inyección de agua

4.1.1 Antecedentes

El proceso de inyección de agua se inició accidentalmente en 1890 en

los Estados Unidos y se legalizó en 1921. Durante sus primeros años tuvo un

crecimiento lento, provocado principalmente por el pobre entendimiento de

los mecanismos que lo controlan; sin embargo, el interés en su desarrollo se

• manifestó hasta fines de los años 40's y principios de los 50's. Para 1955 se

• tenían ya 2,200 proyectos en 17 estados de la Unión Americana, y para fines

• de los 80's la mitad de la producción de Estados Unidos provenía de este

e tipo de procesos3 .

• En México, la inyección de agua se inició en 1951 en el campo Poza

e Rica con resultados muy positivos. Treinta años después se habían

e implementado 13 sistemas de inyección que proporcionaban 900 MBPD de

e agua a 22 campos productores de aceite. Se obtuvieron 185 MMB de aceite

e por este proceso, que representaban al 19 por ciento de la producción

e nacional y en los campos Poza Rica y Tamaulipas - Constituciones, los

e sistemas más antiguos, el 85 por ciento de su producción se atribuía a este

• proceso'.

e 22

o

e e e e e e e e e e e e e e e

Un avance muy importante en los procesos de inyección de agua, por

tratarse de inyección simultánea en yacimientos múltiples de magnitud

variable, se registró en la década de los 60's en los campos terciarios del sur

de México. Particularmente, en los campos Cuichapa, Bacal y Cinco

Presidentes, la respuesta de la inyección de agua fue inmediata logrando el

incremento de los niveles de producción.

En el mesozoico Chiapas-Tabasco, a principios de los años 80's se

implantó el sistema de inyección de agua a los campos Sitio Grande,

Samaria-Íride, Cunduacán, Cactus y Artesa. En los dos primeros, se modificó

favorablemente la tendencia en la declinación de la presión del yacimiento y

la producción de aceite con la adecuación paulatina de los ritmos de

inyección. En los tres últimos se presentó la canalización del agua a través

del sistema de fracturas, con detrimento en la producción de aceite; por tal

motivo se suspendió el proceso de inyección en Cactus y Artesa. En el

campo Cunduacán se reorientó hacia los flancos de Samaria-lride, que junto

con Oxiacaque conforman al complejo A.J. Bermúdez por estar estos cuatro

campos hidráulicamente comunicados, Figura 5.

C UN D U2N

S\

O XIAÇA Q U E

4 fl

IRIDE

1

'Li-UJ-NAL 1 PRODUCTOR

O SAMARIA L CTR]

CUNDUAQAN OXIAÇAQUE /

¡ 1 ¡A

1 l/ IRIDE

1985

- 4 PLATANAL

SAMARIA INY UTOR

Figura 5. Esquema de ubicación de pozos inyectores en el Complejo A. J. Bermúdez

23

. • e En 1991 se inicia el primer proyecto de inyección de agua costa afuera

e en nuestro país en el sistema Abkatún-Pol-Chuc con un gasto promedio de

e inyección de 156 MBPD, atribuyéndole una producción de crudo en ese año

e de2IOMMB.

e 4.1.2 Situación actual y perspectivas

e Se tienen identificados siete campos o complejos con características

0111 adecuadas para continuar con el proceso de inyección de agua y que en

• conjunto acumularon un volumen original total de 21,522 MMB de aceite, de

e los cuales se han extraído 5,505 MMB y poseen una reserva remanente total

e de 2,995 MMBPCE, destacando el Complejo Abkatún-Pol-Chuc con el 42 por

e ciento de esa reserva (Tabla 6)1112.

00

S Tabla 6. Principales campos sujetos a procesos de recuperación secundaria y sus reservas totales.

Campo

Volumen

original,

MMB

Reserva

extraída,

MMB

Reserva

remanente total

MMBPCE

Factor de

recuperación

Arenque 1,190 105 147 9

Tamaulipas-Constituciones 2,606 215 151 8

Poza Rica 4,810 1,354 951 28

Cinco Presidentes 971 285 47 29

Sánchez Magallanes 1,278 168 306 13

Ogarrio 939 169 135 18

Abkatún-Pol-Chuc 9,728 3,209 1,258 33

Total 21,522 5,505 2,995

e lo Estos campos sujetos a inyección de agua están en formaciones

homogéneas o fracturadas con características propicias para el proceso de

e imbibición del agua; presentan factores de recuperación actual que rebasan

e

e e e e e e e

e 24

el 28 ciento para Poza Rica y Cinco Presidentes, y alcanzan el 33 por ciento

en el complejo Abkatún-Pol-Chuc. Este último se considera sumamente

exitoso dado el cambio inducido en el ritmo de declinación de presión, al

pasar de 9.64 Kg/cm 2 a 1.02 Kg/cm 2 por año como se ilustra en la Figura 6.

La estrategia para continuar la explotación de los campos terrestres

contempla la instalación de sistemas artificiales, perforar pozos intermedios y

redistribuir el agua de inyección modificando los patrones de flujo y gastos de

inyección, lo cual permitirá incrementar los factores de recuperación.

Esta es la estrategia actual para los campos sujetos a inyección de

agua, sin embargo no se descarta que alguno de ellos pueda ser sujeto a

procesos de recuperación mejorada en un futuro, dado que aún existen

volúmenes considerables de aceite remanente susceptibles de ser

recuperados.

Figura 6. Comportamiento de la presión del Complejo Abkatún-Pol-Chuc

25

e e e 4.2 Proyectos de inyección de gas

e La reserva asociada a proyectos de recuperación mejorada por

e inyección de un gas se encuentra principalmente en los campos terrestres

e Jujo-Tecominoacán, Complejo A.J. Bermúdez, Jacinto, Sitio Grande y

e Artesa 13 , y los marinos Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y Caan. En estos campos

• se cuantificó un volumen original total de 67,235 MMB, de los cuales se han

e extraído 12,095 MMB y poseen una reserva remanente total de 24,626

• MMBPCE 9,10 . El factor de recuperación actual varía de un 10 por ciento para

• Ku-Maloob -Zaap a 30 por ciento para el caso del campo Sitio Grande (Tabla

e 7).

LHJ Tabla 7. Principales campos con programa para inyección de un gas.

Volumen Reserva Reserva Factor de

Campo original, Extraída remanente total recuperación Sistemas

MMB MMB MMBPCE

Complejo A. J. 11016 2,225 3,001 20 Inyección de agua e

Bermúdez inyección de N 2

Jujo- 4,897 811 1,629 17 Inyección de N 2

Tecominoacán

Jacinto 187 47 129 25 Inyección de gas

Sitio Grande 1,153 351 134 30 Inyección de agua e

Inyección de CO2

Artesa 172 32 41 19 Inyección deaguae

Inyección de CO2

Complejo 35,358 6,934 14,201 20 Inyección de N 2

Canta rel 1

Ku-Maloob- 13,085 1,304 4,903 10 Inyección de N 2

Zaap

Caan 1,367 391 588 29 Inyección de un gas

Total 67,235 12,095 24,626

e e e e e e e e e e e

e e e e e

4.2.1 Mecanismos de expulsión

En estos campos o complejos se han identificado diversos mecanismos

de empuje natural, predominando para los de aceite negro, cuya presión ha

caído por debajo de la presión de burbujeo, el drene por gravedad y la

expansión del casquete de gas. Asimismo, la totalidad de los yacimientos

poseen un acuífero activo de dimensiones importantes, o bien, ya han sido

sometidos a proyectos de inyección de agua como es el caso del Complejo

A. J. Bermúdez 13 y Sitio Grande. Sin embargo, en la actualidad la energía

proporcionada por estos mecanismos no es suficiente para sostener los

ritmos de extracción y la recuperación de la reserva.

Por lo anterior, en este grupo de yacimientos se requiere, a fin de evitar

la tendencia declinante de la presión, la inyección de un fluido que soporte la

operación eficiente de los pozos fluyentes en los campos Caan y Sitio

Grande, y del bombeo neumático instalado en el resto de los campos.

Además, dado que las formaciones asociadas a estos yacimientos están

constituidas por rocas de doble porosidad y por la disponibilidad de fluidos de

inyección, se ha seleccionado el nitrógeno para los complejos Cantarell, Ku-

Maloob-Zaap y A.J. Bermúdez, y el bióxido de carbono para Sitio Grande y

Artesa, dada la fuente de abastecimiento cercana de este gas en el campo

Carmito.

Para el caso de Jujo-Tecominoacán, clasificado como un yacimiento de

aceite volátil, hasta el momento se encuentra por encima de la presión de

burbujeo y los mecanismos actuantes han sido la expansión del sistema

roca-fluidos y el empuje hidráulico. En este yacimiento se requiere la

inyección de nitrógeno con el fin de mantener la presión por encima de la

presión de burbujeo, evitando la volatilización del aceite e inhibir la entrada

de agua al yacimiento a través del sistema de fracturas.

MA

mi 1 • Por lo que respecta al campo Jacinto y siendo éste un yacimiento de

e gas y condensado, actualmente se encuentra por encima de la presión de

e, rocío y los mecanismos actuantes, al igual que en Jujo-Tecominoacán, han

e sido la expansión del sistema roca-fluidos y el empuje hidráulico y mediante

e la inyección de gas metano se persigue mantener la presión por encima de la

e presión de rocío, evitando la condensación de líquidos y también inhibir la

e entrada de agua al yacimiento.

e Resulta importante destacar que de acuerdo a los estudios de

e laboratorio practicados los gases seleccionados garantizan una eficiencia de

• operación de los mecanismos de desplazamiento o mantenimiento de

$ presión y son compatibles con los fluidos de los yacimientos.

• 4.2.2 Avance de los proyectos

• De los proyectos anteriores, el de inyección de nitrógeno al Complejo

• Cantarell se encuentra en la etapa de implantación más avanzada y

e constituirá el proyecto de este tipo más grande del mundo que permitirá,

• además, continuar la operación del sistema de bombeo neumático y obtener

• un factor de recuperación total de 56 por ciento.

• En etapa incipiente de implantación se encuentran los campos Jacinto

e y Artesa, para los cuales actualmente se está en proceso de contratación de

• las instalaciones superficiales. Con la inyección de gas natural al campo

e Jacinto será posible, además de mantener la presión, obtener una

• recuperación de 70 por ciento del condensado original. Se tiene contemplado

e iniciar la inyección de 30 MMPCD en el tercer trimestre del año 2000. En el

e mismo periodo se inyectarán 40 MMPCD de CO 2 en el campo Artesa hasta

e alcanzar el límite económico del campo, con esto se espera incrementar su

e producción de 1,000 a 8,000 BPD.

e e 28

Los campos del Complejo A. J. Bermúdez y Jujo-Tecominoacán se

encuentran en la fase de diseño de prueba piloto para inyección de N 2. Con

la implementación de este proceso se espera un factor de recuperación final

de 40 y 37 por ciento del volumen original, respectivamente. Estos procesos

están contemplados para iniciar su operación a escala de campo en el año

2002.

Los campos Ku-Maloob-Zaap, Caan y Sitio Grande se encuentran en

etapa de estudio, y se pretende iniciar los procesos en el año 2004. Para el

campo Sitio-Grande, los estudios están enfocados a la implementación de un

proceso de doble desplazamiento, que consiste en continuar la inyección de

agua e iniciar la inyección de CO 2 en la cima de la estructura.

De esta manera se ha delineado en forma manera descriptiva la

estrategia que ha establecido la industria petrolera nacional, a fin de

recuperar las reservas de los principales yacimientos mediante la aplicación

de sistemas artificiales y procesos de recuperación secundaria y mejorada.

Se observa que esta estrategia está alineada con los criterios científicos,

tecnológicos y de mercado descritos en el capítulo anterior. Por otro lado, es

necesario contar con el personal capacitado para la realización de los

estudios y análisis requeridos y el asimilar las tecnologías de vanguardia en

las principales ramas de la actividad, los cuales constituyen elementos que

deben formar parte integral de esta estrategia.

Con este enfoque, la industria petrolera busca reducir el tiempo que

toma realizar las actividades de exploración, llevar a cabo de manera óptima

los proyectos orientados a la explotación de campos petroleros, mejorar el

diseño y operación de las instalaciones, elevar el nivel de la seguridad

industrial y reducir el impacto sobre el medio ambiente de las localidades en

donde opera.

1

1 5. CONCLUSIONES

-,

Existe una amplia gama de esquemas de explotación susceptibles de

implantarse en cada uno de los yacimientos, sin embargo, estos deben

ser cuidadosamente analizados e implantados de manera oportuna,

considerando que pueden ser complementarios y no mutuamente

excluyentes.

La aplicación de los sistemas artificiales en México ha registrado

importantes avances, acordes con su evolución en el resto del mundo y

los requerimientos de los propios yacimientos. Por su parte, la aplicación

de los procesos de recuperación secundaria en México hasta la fecha ha

estado limitada a la inyección de agua y sólo de manera experimental a

otro tipo de procesos.

La extracción de las reservas de hidrocarburos existentes en el subsuelo

de México requiere la implantación de esquemas de explotación que

1 contemplen en forma masiva los sistemas artificiales y procesos de

1 recuperación secundaria y mejorada, mediante un análisis sistémico en la

selección del proceso y aplicando criterios técnico - económicos que

permitan tomar decisiones de manera oportuna.

La industria petrolera nacional cuenta con una estrategia alineada con las

características de los yacimientos, sus fluidos y las tecnologías

disponibles para lograr la recuperación de las reservas de hidrocarburos.

Asimismo, resulta necesario vincular dicha estrategia con una plataforma

tecnológica, sustentada en el desarrollo profesional del recurso humano,

que garantice la ejecución exitosa de los proyectos.

Por último, es necesario destacar que la implantación de estos proyectos

debe considerar las tendencias del mercado de los hidrocarburos, sus

precios, la disponibilidad y costos de los fluidos de inyección, la protección

al medio ambiente y la economía del país en su conjunto.

6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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Company, 1993.

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and Analysis, OGJ Special, 1998.

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J. D. Clegg, S. M. Bucaram, N. W. Hein Jr.: "Recommendations and Comparisons for Selecting

Artificial Lift Methods", SPE 1993.

Kermit. E. Brown: "The Technology of Artifitial Lift Methods", Vol. 4, Penn Well Books, 1984.

Larry W. Lake: "Enhanced Oil Recove,y", Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey 07632.

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1980.

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1999Pemex Exploración y Producción: "Las reservas de hidrocarburos de México", Volumen II,

1999.

PEP, "Hacia un nuevo horizonte tecnológico", Informe de Actividades de 1998, STDP, enero

de 1999.

Petróleos Mexicanos: "Memoria de Labores" 1973 a 1998.

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1999.

Carlos A. Morales Gil. "Reactivación de las Reservas en Yacimientos de la Región Sur", CIPM,

1998.

31

LOS ESQUEMAS DE EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS. SUS ALCANCES, LIMITACIONES Y COMPLEMENTARIEDAD EN LA GENERACIÓN DE VALOR ECONÓMICO

RESUMEN

Una vez que se descubre un yacimiento de hidrocarburos con potencial

productivo, se establece un plan para su explotación que considera tanto los

aspectos técnicos de ingeniería como los económicos, con el objetivo de

mazimizar el valor económico de las reservas descubiertas.

La elaboración de este plan se basa en la información disponible del

yacimiento, con la cual se busca predecir el comportamiento futuro bajo

diferentes escenarios de explotación que nos permitan seleccionar el más

apropiado. Con lo anterior, se identifican las opciones de inversión en el

desarrollo del campo, como son la instalación de sistemas artificiales de

producción, la optimización de 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

describen en este trabajo, varios factores que juegan un papel determinante

en la selección de la alternativa económicamente más atractiva, estos

incluyen:

1

.

• • El tipo de fluido en el yacimiento.

e • El tipo de roca.

e • El fluido de inyección y su disponibilidad.

e e El tipo de fluido en el yacimiento influye directamente en el factor de

• recuperación de hidrocarburos factible de obtenerse bajo los diferentes

* esquemas de explotación. Por ejemplo, para el caso de los yacimientos de

• aceite negro, existen dos momentos críticos en la implantación de los

e procesos de recuperación secundaria o mejorada. El primero,

e correspondiente a la inyección temprana, trata de evitar que la presión caiga

e por abajo de la presión de saturación, ya que esto podría originar la

• formación de una fase continua de gas y la pérdida de pozos productores de

e aceite por la surgencia prematura del gas. Por su parte, la inyección tardía

• está regida por la presión mínima necesaria para una operación eficiente del

• sistema artificial, dado que éste requiere que dentro del pozo se tenga una

• columna hidráulica mayor al 25 por cierto de la profundidad media del

• horizonte productor. Para ambos casos, debe buscarse prolongar la vida

e productiva de los pozos al mínimo costo de operación, y la decisión del

e momento más oportuno para la implantación deberá optar por aquella que

e represente la alternativa generadora del mayor valor económico; desde

e luego, considerando la disponibilidad de recursos y la demanda del mercado

• por este tipo de aceite. De igual manera se abordan los casos para los

• yacimientos de aceite volátil y de gas y condensado.

• En cuanto al tipo de roca del yacimiento, las características que mayor

e influencia tienen sobre esquemas de explotación son la porosidad y la

e permeabilidad. El efecto combinado de ambas propiedades en procesos de

• recuperación secundaria y mejorada determina los ritmos de extracción e

e 2

.

e e • inyección de los fluidos, así como el espaciamiento y el arreglo geométrico

e de los pozos.

e Por lo que toca al fluido a inyectar para mantener la presión del

e yacimiento, desplazar o modificar la movilidad de los hidrocarburos, la

e selección recaerá en el estudio de la interacción molecular entre el fluido

e inyectado y los hidrocarburos que constituyen la reserva. Además, habrá que

e considerar la disponibilidad del fluido seleccionado. En este contexto, existen

e dos fluidos que pueden obtenerse de manera prácticamente ilimitada para

e estos procesos: el agua y el nitrógeno, este último existente en el aire. Por lo

e que respecta a la opción de inyectar gas natural, y para el caso particular de

e México, se estima que en los próximos años la oferta sea apenas capaz de

e abastecer la demanda interna y durante algunos períodos se presente un

• déficit marginal. Ante este panorama, es obvio que debe considerarse la

• factibilidad de inyectar fluidos alternativos a este hidrocarburo, a fin de

• garantizar la mejor opción económica para la sociedad en su conjunto.

• En este sentido, el presente trabajo muestra los criterios de selección

• de los diferentes esquemas de explotación utilizados en el mundo, así como

• las estrategias para la implantación de proyectos de recuperación

• secundaria, mejorada y sistemas artificiales en nuestro país. Además, se

e comentan las experiencias, situación actual y perspectivas de los proyectos

e cuyas reservas auditadas requieren para su extracción de procesos de

• recuperación secundaria por inyección de agua, como son los campos

• Abkatún-Pol-Chuc, Poza Rica, Sánchez Magallanes, Tamaulipas-

e Constituciones, Arenque, Ogarrio y Cinco Presidentes; y, por otro lado,

• aquellos que requieren de la inyección de gases, Jujo-Tecominoacán,

e Complejo A.J. Bermúdez, Jacinto, Sitio Grande, Artesa, Cantarell, Ku-

e UJ

e 3

Maloob-Zaap y Caan, entre los que destaca el Proyecto Cantareli que, sin

lugar a dudas, es el más grande del mundo en su tipo.

o

4