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Complejo Poza Rica Plan de Recuperacin Mejorada

APPRA, SRN

Introduccin

El Complejo Poza Rica (CPR), nombre genrico con el que se identifica (en este

escrito) a los 7 campos contiguos que lo conforman: vila Camacho, Escoln,

Mecatepec, Petronac, Poza Rica, Presidente Alemn y Talaxca, cuyas fronteras

obedecen lmites geogrficos poblacionales y no rasgos geolgicos estructurales,

que cuenta con ms de mil pozos perforados en brechas de bioclastos de

carbonatos de la Formacin Tamabra y que, a la fecha, ha producido ms de

1,400 millones de barriles de aceite (MMstb) y ms de 1,900 miles de millones de

pies cbicos de gas (MMMscf), cifras, stas, que representan poco ms del 29%

del volumen original de aceite (4,810 MMstb) y 40% del volumen original de gas,

inicia su explotacin en 1930 (figura 1).

Expansin de roca y fluidos, empuje por casquete de gas y entrada de agua de un

acufero parcialmente activo son, en el yacimiento, los mecanismos responsables

del desplazamiento del aceite durante los primeros 20 aos de explotacin, lapso,

a lo largo del cual, la presin declina de 245 kg/cm2, presin inicial del yacimiento

(saturado), a 145 kg/cm2. Cada de presin y prdida de produccin han sido

contrarrestadas inyectando agua (fluvial, tratada y deshidratada). De 1950 a la

fecha, ms de 2,900 millones de barriles de agua han sido inyectados, logrando

recuperar alrededor de 438 millones de barriles adicionales de aceite, 9.1% del

2

Figura 1. Ubicacin de campos Complejo Poza Rica. De noroeste a sureste, en rosa, vila Camacho, en verde, Mecatepec, en amarillo, Poza Rica, en rojo, Petronac, en azul, Escoln, en morado, Talaxca y, en naranja, Presidente Alemn. Pozos en crculo negro. Lnea azul, ros Totolapa y Cazones. Lnea caf, lmite zona urbana ciudad de Poza Rica. Flechas indican direccin de depositacin de sedimentos bioclstos. Escala UTM en metros.

volumen original (figura 2). Por cada 6.6 barriles de agua inyectada, un barril de

aceite ha sido producido. Como cabe esperar, el flujo fraccional de agua ha ido

paulatinamente aumentando, hasta alcanzar el promedio actual, por pozo, de 70%

(figura 3); y seguir aumentando de continuar con esta prctica.

Las alternativas de explotacin se reducen. Habida cuenta de las cada vez ms

pequeas y difciles de situar reas remanentes sin drenar, la perforacin de

pozos intermedios puede resultar, a la postre, incosteable. La bsqueda de

acumulaciones de aceite en las inmediaciones del Complejo abriga pocas

esperanzas: al suroeste, lejos de la fuente de aportacin (figura 1), donde el grano

es ms fino, la permeabilidad ser menor; al sureste, en sentido del buzamiento,

donde la profundidad es mayor, ms factible ser encontrar la formacin

impregnada de agua; al noreste, prximo al talud de la plataforma de Tuxpan,

donde el espesor bruto de la formacin tiende a disminuir, menor ser el potencial

656,000 658,000 660,000 662,000 664,000 666,000 668,000 670,000 672,000 674,000 676,0002,256,000

2,258,000

2,260,000

2,262,000

2,264,000

2,266,000

2,268,000

2,270,000

2,272,000

2,274,000

2,276,000

3

Figura 2. Gastos de aceite producido (lnea gruesa) y agua inyectada (lnea delgada) en funcin de produccin acumulada de aceite, Complejo Poza Rica. Antes de la inyeccin de agua, cada de produccin obedece tendencia lineal que extrapola en Np primario de 993 MMstb, cifra equivalente al 20.6% del volumen original. La recuperacin secundaria es la diferencia entre la recuperacin final, 1,431 MMstb (lnea de tendencia al margen derecho), y la recuperacin primaria, es decir, 438 MMstb, 9.1% del volumen original.

Figura 3. Gasto de aceite producido (lnea gruesa) y flujo fraccional de agua (lnea delgada) en funcin del tiempo, Complejo Poza Rica. En la ltima dcada, la produccin de agua supera la produccin de aceite.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,00

0

1,10

0

1,20

0

1,30

0

1,40

0

1,50

0

q wi(M

stb/

d)

q o(M

stb/

d)

Np (MMstb)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0

20

40

60

80

100

120

140

160

1930

1935

1940

1945

1950

1955

1960

1965

1970

1975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

F w(%

)

q o(M

stb/

d)

Tiempo (ao)

4

de los pozos; al noroeste, donde los pozos vila Camacho han resultado poco

productivos, la ocurrencia de procesos diagenticos destructivos de la porosidad

(cementacin) augura pobres resultados. Salvo alguna omisin involuntaria, las

fronteras del Complejo estn delineadas en las cuatro direcciones y avaladas por

la nula o escasa produccin de pozos circunvecinos.

En lo que a recuperacin primaria y secundaria corresponde, el Complejo se halla

en su fase terminal. Hoy, 237 pozos (35 fluyentes y 202 con sistema artificial)

producen 11,100 stb/d de aceite, a razn de 47 stb/d por pozo, en tanto que 25

pozos inyectan 50,000 stb/d de agua, a razn de 2,000 stb/d por pozo. A este

ritmo, la produccin cesar hacia el 2017. Independientemente del factor de

recobro alcanzado de 29%, razonablemente alto para una formacin de baja

permeabilidad (5 a 25 mD), alrededor de 3,300 millones de barriles de aceite

yacen todava en el subsuelo y las posibilidades de extraccin de mayores

cantidades, mediante tcnicas de recuperacin primaria y secundaria, estn

prcticamente agotadas. Ahora ms denso y viscoso, el aceite remanente reside

en los poros ms pequeos y en contacto con la roca, entre el agua y el aceite la

tensin interfacial ha aumentado y las fuerzas capilares inmovilizan fracciones

cada vez ms importantes de aceite. No obstante, el inters por incrementar el

recobro persiste, de aqu que otras tcnicas complementarias, como la inyeccin

de surfactantes, que contrarresten los efectos capilares, deban ser probadas.

Estudios recientes efectuados en muestras de aceite, agua y roca del campo Poza

Rica (Serrano, 20121) sealan al aceite como la fase que moja la roca. Ahora

bien, una caracterstica comn de los minerales es la capacidad de desarrollar

cargas elctricas en su superficie, propiedad que le confiere la interaccin entre

los tomos de la estructura cristalina del mineral (lattice) y las molculas del agua

(Wesson, et.al., 20002). Cualesquier imperfecciones en la estructura del cristal,

como las derivadas de: el reemplazamiento de iones en el lattice (ej. Si 2+ por Al 3+,

en la kaolinita), la ruptura (fractura) de ligas, dislocaciones o defectos (huecos) del

lattice, y/o disolucin parcial molecular, por una parte, y, por otra, la adsorcin de

5

Figura 4. Ilustracin de distribucin de cargas a lo largo de interfase agua-mineral. a) superficie con cargas balanceadas, b) superficie con cargas desbalanceadas, c) iones OH adsorbidos a superficie con predominio de cargas negativas, d) iones H+ adsorbidos a superficie con predominio de cargas positivas.

iones generadores de potencial en la superficie mineral, crean puntos de carga

desbalanceada donde los iones H+ y OH de la molcula de agua auto-ionizada

pueden ser adsorbidos, modificando, selectivamente, la carga neta superficial

(figura 4). Dependiendo del pH del agua y del tipo de mineral, la carga resultante

puede ser positiva, negativa o neutra (balanceada). Ahora bien, para un mineral

dado, existe un pH del agua para el cual la superficie no tiene carga, sea ste pH0.

Si el pH del agua es mayor a pH0, la superficie se carga negativamente; caso

contrario, si es menor. Para el cuarzo, pH0 vara entre 2 y 3, luego su superficie se

cargar negativamente toda vez que el pH del agua sea mayor a 3. Para la calcita

y la dolomita, pH0 es 9.2 y 7.4, respectivamente; en cada caso, cuando el pH del

agua sea menor a pH0, la superficie se cargar positivamente. Que el pH del agua

congnita del campo Poza Rica sea 8.0 (< 9.2) sugiere carga positiva en la

superficie de los carbonatos (no dolomitizados).

Mineral + + + + + + +

Agua a)

+ + + + + + + +

Agua

Mineral

b)

+ + + + + + + + OH- OH- OH- OH- OH- OH- OH- OH- c)

+ + + + + + H+ H+ H+ H+ H+ H+ H+ H+ d)

6

En carbonatos con presencia de aceite, la mojabilidad est controlada por la

estabilidad de la pelcula de agua que separa el aceite de la roca, la cual depende

del potencial Zetai en las interfases agua-aceite y roca-agua (Strand, et.al., 20063).

Antes del emplazamiento del aceite, cuando al poro lo satura la fase acuosa, el

agua moja, invariablemente, la roca. En presencia de aceite, el cambio de

mojabilidad, cuando ocurre, se atribuye a los cidos carboxlicos (-COOH)

pertenecientes al grupo de los hidrocarburos pesados que, atrados a la superficie

cargada positivamente de los carbonatos, rompen la liga del agua y se adsorben a

la roca. De agregarse al agua un surfactante con mayor potencial que el del cido

carboxlico es posible restituir la mojabilidad de la roca al agua. Esto en el sistema

roca/agua/aceite.

En el sistema agua/aceite el surfactante debe reducir la tensin interfacial a ultra

bajos valores. Segregados o emulsionados, el agua y el aceite permanecen

separados por una delgada membrana de gran rea especfica llamada interfase.

A sta se le asocia una energa por unidad de rea, o bien una tensin por unidad

de longitud. El origen de la tensin se atribuye a un desequilibrio en la atraccin

molecular, o de van der Waalsii, producido a un lado de la interfase por la

presencia, al otro lado, de molculas de distinto momento dipolar. Por ser

opuestas, distintas en magnitud y perpendiculares a la tangente de la superficie

interfaz, las fuerzas de atraccin (tambin referidas de contraccin) se traducen en

fuerzas de tensin, de ah el trmino tensin interfacial (en adelante, IFT) (figura

5). El desequilibrio en la atraccin se resuelve deformando la superficie interfacial

y produciendo, a cada lado, presiones distintas. En el tubo capilar, la diferencia

i El potencial Zeta es la diferencia en la densidad de las cargas elctricas, positivas y negativas, en la interfase slido-lquido y lquido-lquido. A mayor potencial Zeta, mayor adhesin, lase adsorcin, entre las fases. ii En molculas no polares, de enlace covalente, existe un pequeo momento dipolar producto de la asincrona aleatoria del movimiento de los electrones en la molcula. Ese momento dipolar produce fuerzas de atraccin conocidas como fuerzas de van der Waals.

7

Figura 5. Deformacin de superficie de contacto (interfaz) agua-aceite en a) tubo capilar y b) emulsin. Los vectores indican direcciones de fuerzas de tensin a uno y otro lados de la interfaz. Las presiones que las fuerzas de tensin ejercen son desiguales, siendo mayores del lado cncavo. En emulsin, fuerzas de tensin en equilibrio esttico. En tubo capilar, fuerzas de tensin en equilibrio con fuerzas gravitacionales.

entre tales presiones es la presin capilar; la forma del menisco y altura estn

controladas por fuerzas de tensin interfacial y de atraccin slido-liquido, es

decir, por la mojabilidad. En la emulsin la interfaz adopta (en ausencia de

fuerzas viscoelsticas) configuracin esfrica y rea mnima, que es la forma cuya

construccin demanda mnima energa; el radio y la IFT son proporcionales.

Los surfactantes estn formados por dos grupos de molculas ligadas entre si:

uno, hidrfilo, o cabeza de grupo, y otro, hidrfobo, integrado por cadenas de

hidrocarburos. El surfactante se dice catinico si la cabeza tiene carga negativa

(ej. RN(CH3)3+ Br), o aninico si es positiva (ej. RSO3 Na+). El surfactante

catinico atena las cargas positivas de la superficie interfacial en tanto que el

aninico inhibe las cargas negativas. Si la parte hidrfla posee cargas positivas y

negativas, el surfactante se nombra zwitterinico; si posee grupos polares

(covalentes), se dice no-inico. Aadidas al agua de inyeccin y en presencia de

a) b)

Pw Agua

x

Aceite

Po

x

Pw Agua

Aceite Po

x

x

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aceite, las molculas del surfactante se desplazan hacia la interfaz, el grupo

hidrfilo orientado hacia el agua y la cadena hidrfoba hacia el aceite. Se crea

una membrana cuyas cargas balancean las fuerzas de interaccin molecular, la

IFT tiende a relajarse. Milter4 reporta disminuciones en la IFT, entre agua y aceite,

de 30 a 1x10-3 mN/m (mili Newton por metro), despus del tratamiento con

surfactantes.

La adicin de surfactante al agua de inyeccin conlleva tres propsitos: 1)

promover la imbibicin espontnea del agua hacia puntos de menor tamao de

poro, 2) hacer que el agua, y no el aceite, sea quien moje a la roca y, 3) disminuir

la IFT entre el agua y el aceite, todo lo cual redundar en beneficio de la movilidad

del hidrocarburo. En curso est el diseo de una frmula surfactante ad hoc al

aceite y roca del CPR. Pruebas estticas en esquirlas de roca sumergidas en

agua congnita, con 0.1% de NaOH (sosa), muestran rpido desprendimiento del

aceite impregnado. Paralelamente se planea ejecutar diversas pruebas piloto en

puntos donde un modelo mecanstico seala acumulaciones significativas de

aceite remanente. Cmo fue construido este modelo, es el tema de la siguiente

seccin.

Modelo Mecanstico

Un modelo mecanstico es un modelo de la distribucin tridimensional de valores

de algunas de las variables estratigrficas y petrofsicas ms empleadas en

caracterizacin de yacimientos de aceite y gas, a saber: espesor bruto, porosidad

efectiva y saturacin de aceite, gas y agua. Las dos primeras se asumen

estticas, las otras, dinmicas. La parte esttica del modelo se evala con los

mtodos usuales de caracterizacin esttica, determinsticos o estocsticos. De

9

hecho, las limitaciones no residen en el mtodo de evaluacin sino en la

disponibilidad de informacin. A diferencia del modelo de simulacin, donde las

variables dinmicas representan una aproximacin a la solucin numrica de la

ecuacin de difusin, en el mecanstico las variables dinmicas se evalan a partir

de la ecuacin inversa de flujo fraccional. Salvo la permeabilidad efectiva (ko, kg,

kw) y la compresibilidad (cr, co, cw), todas las variables que intervienen en la

elaboracin de un modelo de simulacin son utilizadas en el modelo mecanstico.

El mecanstico no es un modelo iterativo, por lo mismo, puede construirse en un

dcimo del tiempo requerido por el modelo de simulacin.

Ninguno de los derivados, 2D 3D, de la prospeccin ssmica: horizontes

interpretados, atributos de amplitud e inversin o modelos de velocidad, han sido

incorporados en este modelo. El pozo es la fuente nica de informacin. En el

CPR aparecen registrados 1,140 pozos, sin embargo el contenido de informacin

es inconsistente. Por ejemplo:

834 pozos contienen registro de coordenadas de ubicacin (UTM) y de

elevacin de mesa rotaria (mvsnm). Pozos sin dato de elevacin de mesa

rotaria o en coordenadas intransferibles al sistema UTM (ej. coordenadas

guila) han sido excluidos de la lista.

815 pozos tienen registrada la profundidad (md) de, al menos, la cima de la

Fm. Tamabra; entre estos, los ms completos incluyen la profundidad de la

cima y/o la base de, al menos, uno de los 5 cuerpos geolgicamente

interpretados en dicha formacin (del ms reciente al ms antiguo; ab, D,

BC, f y A). Pozos sin dato alguno de profundidad son excluidos de la

lista.

813 pozos poseen, de acuerdo con la fuente OFM, registros individuales de

produccin promedio mensual de aceite (stb/d), gas (scf/d) y agua (stb/d), en

la historia de produccin del CPR. En esta lista, el volumen total producido

10

asciende a 1,362 MMstb de aceite, es decir, 3.4% menor al registrado

oficialmente (SNIP), hecho que pudiera atribuirse a la omisin de pozos

productores o la captura incompleta de registros en OFM.

939 pozos guardan registros de eventos. El evento es el intervalo a travs

del cual se hace producir un pozo durante un perodo de tiempo. A travs del

evento y mientras est activo, los gastos producidos, de aceite, gas y agua, o

inyectados, de agua, son asignados a puntos especficos del yacimiento.

Cada evento consta de los siguientes datos: profundidades de la cima y base

del intervalo (md) y fechas de inicio y fin de produccin, o inyeccin

(da/mes/ao). Que el nmero de pozos con evento sea grande no significa,

necesariamente, que la informacin est completa. Un problema recurrente

es la carencia de fecha terminal; otro, no menos crtico, es el sinnmero de

registros de produccin sin evento(s) asociado(s), lo cual significa que, de los

cientos de millones de barriles de aceite producidos, slo una fraccin puede

ser, en los hechos, vinculada a un punto especfico del yacimiento.

138 pozos contienen cuatro registros de campo (GR, NEUT, SP y SN) cuya

combinacin no-lineal mejor predice el comportamiento de dos registros

procesados (PHIE y SUWI) comnmente utilizados como estimadores de la

porosidad efectiva y la saturacin inicial de agua del yacimiento. En 136

pozos se dispone, nicamente, de los cuatro registros de campo y slo en 2

de los seis registros. Los registros del segundo grupo constituyen el soporte

para el entrenamiento de una red neuronal (ver metodologa en Anexo), cuyo

propsito ser emular, con todo y defectos, la funcin de procesado

petrofsico en pozos donde los registros PHIE y SUWI no hayan sido

evaluados. Entrenada la red se procede a calcular los 2 registros faltantes

del primer grupo. La figura 6 ilustra a qu grado la red neuronal es capaz de

reproducir las curvas PHIE y SUWI, procesadas por el ingeniero petrofsico, a

partir de los registros de entrenamiento de los pozos POZA_RICA-25 y

PRESIDENTE_ALEMN-68.

11

Figura 6. Curvas PHIE y SUWI procesadas por ingeniero petrofsico (lnea gruesa) y emuladas por red neuronal (lnea delgada) en pozos de entrenamiento POZA_RICA-25 (izquierda) y PRESIDENTE_ALEMN-68 (derecha). Donde la lnea delgada traslapa la lnea gruesa la red emula de manera casi perfecta el procesado. Las curvas PHIE y SUWI son evaluadas empleando, como datos de entrada a la red, las curvas GR, NEUT, SP y SN (no mostradas en la figura).

Para fines de caracterizacin los 5 cuerpos del yacimiento estn divididos en 372

mil celdas ortogonales, de 100 por 100 por 5 metros, orientadas al norte franco y

sin inclinacin (figura 7). Cuerpo a cuerpo, de cima a base, las celdas tienen 5

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Figura 7. Vista en planta de distribucin de celdas en modelo mecanstico, Complejo Poza Rica. Las celdas son ortogonales, de 100 por 100 metros, en planta, y altura variable.

metros de altura, excepcin de aqullas que contactan la base, cuya altura est

acotada por la base. Ubicadas en el espacio por las coordenadas del centro

geomtrico, cada celda tiene asociados un valor de porosidad efectiva, uno de

saturacin inicial de agua, de saturacin inicial de gas, una altura y un indicador

del cuerpo geolgico al que pertenece. La porosidad efectiva y la saturacin inicial

de agua son calculadas interpolando los valores de los registros emulados,

independientemente de la fecha en que el registro de campo, base de la

emulacin, haya sido tomado. Se asume con esto que, en cada pozo puesto en

produccin, la distribucin inicial de los fluidos del yacimiento no es afectada por la

produccin de los pozos circunvecinos perforados con antelacin, hiptesis

verosmil tratndose de formaciones de baja permeabilidad.

Otra fuente complementaria de informacin de la saturacin inicial de aceite, gas y

agua emana del gasto. De la relacin entre los gastos iniciales de un pozo es

posible inferir la zona, si de aceite, de gas o de agua, de dnde proviene la

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correspondiente produccin; ms an, es factible asignar, a la zona, valores de

saturacin inicial. Para tal efecto, las reglas de decisin adoptadas son:

Zona de Gas

qoi < 10 stb/d y qgi > 100,000 scf/d, o bien RGA > 10,000 scf/stb,

en cuyo caso: So = Sor, Sw = Swc y Sg = 1 - So - Sw.

Zona de Agua

qoi < 10 stb/d y fwi > 70%,

en cuyo caso: So = Sor, Sg = Sgc y Sw = 1 - So - Sg.

Zona de Aceite

qoi 10 stb/d fwi 70% RGA 10,000 scf/stb,

y, en cuyo caso: Sw = fw-1, Sg = fg-1, tal que Sw + Sg 1 y So = 1 - Sw - Sg.

fw es funcin de la saturacin de agua, Sw, y fg es funcin de la saturacin de gas,

Sg, y representan el flujo fraccional de agua y gas, respectivamente. fw(Sw) y fg(Sg)

son evaluadas de pruebas de laboratorio (figura 8) a partir de:

o

w

rw

row

kk1

1f

y

g

rg

rg

kk1

1f .

Pero, por otro lado, fw(Sw) y fg(Sg) pueden igualmente ser expresadas como:

wwoo

www BqBq

Bqf

y ggwwoo

ggg BqBqBq

Bqf

,

donde 0Rsqqq ogg , es el gasto de gas libre. Siendo RsyB,B,B wgo

funcin de la presin (figura 9), fw y fg pueden ser calculadas en todo momento de

la explotacin del yacimiento, conocida su presin esttica promedio (figura 10).

14

Figura 8. Pozo POZA_RICA-217, curvas de permeabilidad relativa y de flujo fraccional en sistemas agua-aceite, arriba, y lquido-gas, abajo. Ver ecuaciones de fw y fg en texto.

Figura 9. Pozo ESCOLIN-215D, de izquierda a derecha y arriba abajo, curvas de factor de volumen de aceite, relacin de solubilidad gas aceite y factor de volumen de gas empleadas en construccin de modelo mecanstico.

15

Figura 10. Puntos en gris claro, registros de presin de fondo cerrado, Complejo Poza Rica. Puntos en negro, presin esttica promedio anual. Lnea continua, modelo de presin esttica promedio, todo en funcin del tiempo de explotacin del yacimiento. En cruz, presin esttica inicial 245 kg/cm2. Pronstico de presin esttica promedio actual, 175 kg/cm2. Presiones medidas estn homologadas a mismo nivel de referencia (2,235 mvbnm) empleando columna de aceite y agua de densidad constante.

Sintetizando: las ecuaciones inversas de flujo fraccional (fw-1, fg-1) ligan el gasto de

un pozo (qo, qg, qw) con la saturacin (So, Sg, Sw), en un punto del yacimiento

(punto medio del intervalo productor), a un tiempo dado (el del registro de

produccin). A cada paso del tiempo, todos los registros del gasto pozo-

intervalo(s) disponibles en el yacimiento son convertidos en sus equivalentes de

saturacin e interpolados en el modelo de celdas; el valor de saturacin de agua

en cada celda se mantiene o crece, pero nunca disminuye; el gas se disuelve en,

o libera de, el aceite, es decir, aumenta o disminuye de saturacin; la suma de las

saturaciones de agua y gas es, o se constrie a ser, menor o igual a la unidad (Sw + Sg 1) y la saturacin de aceite es la diferencia entre la unidad y la suma

anterior (So = 1 (Sw + Sg)).

El modelo es evaluado de 1930 a 2010, en lapsos de 10 aos. Inicialmente es la

porosidad efectiva la variable de calibracin: restando 0.13% a la porosidad de

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Tabla 1. Variacin, por dcada, de volumen in situ de aceite remanente, Complejo Poza Rica. VAI, dato oficial de volumen remanente. VAIE, estimado de volumen remanente despus de aplicar el ajuste indicado. En 1930 la porosidad es la variable ajustada, posteriormente es la saturacin de agua.

Dcada VAI (MMstb) Np (MMstb) Rec (%) VAIE (MMstb) Ajuste (%) 1930 4,810 0 0.0 4,811 -0.13 1940 4,705 105 2.2 4,702 22 1950 4,426 384 8.0 4,430 20 1960 4,063 747 15.5 4,068 0 1970 3,862 948 19.7 3,861 -16 1980 3,676 1,134 23.6 3,672 -10 1990 3,554 1,256 26.1 3,554 -9 2000 3,497 1,313 27.3 3,500 -5 2010 3,451 1,359 28.3 3,457 22

cada celda se logra prcticamente igualar el volumen original de aceite del modelo

al oficialmente reportado (ver tabla 1). En el clculo del volumen original slo se

consideran celdas cuya porosidad estimada es mayor a 5% y cuya saturacin de

agua es menor a 70%. Posteriormente la saturacin de agua es la variable de

control: se suma o resta una constante desconocida en todas y cada una de las

celdas evaluadas hasta igualar los volmenes de aceite remanente, el del modelo

y el que resulta de descontar la produccin acumulada al volumen oficial in situ.

Una celda es evaluada si, dentro de un radio de bsqueda de hasta tres veces el

espaciamiento entre pozos (1,200 m), existe, al menos, un dato de saturacin

derivado de la aplicacin de la funcin inversa de flujo fraccional. Caso contrario

la celda conserva la saturacin del ciclo temporal inmediato anterior. A menor

nmero de celdas evaluadas, mayor valor del factor de correccin.

El cambio espacio-temporal en la saturacin de aceite del CPR es mostrado en

una serie de cortes, tipo horizonte, del modelo mecanstico (figura 11). El

contraste entre 1930 y 2010 enfatiza dnde ha disminuido la saturacin de aceite y

dnde pudieran situarse, si realmente existen, los bancos de aceite remanente.

Es claro que si el yacimiento se aproxima ya al lmite de recuperacin secundaria,

lo correcto no ser hablar de aceite remanente, sino residual. Tres causas

justifican, en el modelo, la presencia de bancos de aceite: una, que el rea no

17

Figura 11. Horizontes de saturacin de aceite, modelo mecanstico, Complejo Poza Rica. Izquierda, 1930, derecha, 2010. Tonos rojos, predominio de aceite; tonos azules, predominio de agua y/o gas. Cuerpo ab, arriba, 20 metros verticales bajo su cima; abajo, 40 metros verticales bajo su cima.

656,000 658,000 660,000 662,000 664,000 666,000 668,000 670,000 672,000 674,000 676,0002,256,000

2,258,000

2,260,000

2,262,000

2,264,000

2,266,000

2,268,000

2,270,000

2,272,000

2,274,000

2,276,000

656,000 658,000 660,000 662,000 664,000 666,000 668,000 670,000 672,000 674,000 676,0002,256,000

2,258,000

2,260,000

2,262,000

2,264,000

2,266,000

2,268,000

2,270,000

2,272,000

2,274,000

2,276,000

656,000 658,000 660,000 662,000 664,000 666,000 668,000 670,000 672,000 674,000 676,0002,256,000

2,258,000

2,260,000

2,262,000

2,264,000

2,266,000

2,268,000

2,270,000

2,272,000

2,274,000

2,276,000

656,000 658,000 660,000 662,000 664,000 666,000 668,000 670,000 672,000 674,000 676,0002,256,000

2,258,000

2,260,000

2,262,000

2,264,000

2,266,000

2,268,000

2,270,000

2,272,000

2,274,000

2,276,000

18

Figura 11 (continuacin). Horizontes de saturacin de aceite, modelo mecanstico, Complejo Poza Rica. Izquierda, 1930, derecha, 2010. Tonos rojos, predominio de aceite; tonos azules, predominio de agua y/o gas. Cuerpo BC, arriba, 5 metros verticales bajo su cima; abajo, 20 metros verticales bajo su cima.

656,000 658,000 660,000 662,000 664,000 666,000 668,000 670,000 672,000 674,000 676,0002,256,000

2,258,000

2,260,000

2,262,000

2,264,000

2,266,000

2,268,000

2,270,000

2,272,000

2,274,000

2,276,000

656,000 658,000 660,000 662,000 664,000 666,000 668,000 670,000 672,000 674,000 676,0002,256,000

2,258,000

2,260,000

2,262,000

2,264,000

2,266,000

2,268,000

2,270,000

2,272,000

2,274,000

2,276,000

656,000 658,000 660,000 662,000 664,000 666,000 668,000 670,000 672,000 674,000 676,0002,256,000

2,258,000

2,260,000

2,262,000

2,264,000

2,266,000

2,268,000

2,270,000

2,272,000

2,274,000

2,276,000

656,000 658,000 660,000 662,000 664,000 666,000 668,000 670,000 672,000 674,000 676,0002,256,000

2,258,000

2,260,000

2,262,000

2,264,000

2,266,000

2,268,000

2,270,000

2,272,000

2,274,000

2,276,000

19

Figura 11 (continuacin). Horizontes de saturacin de aceite, modelo mecanstico, Complejo Poza Rica. Izquierda, 1930, derecha, 2010. Tonos rojos, predominio de aceite; tonos azules, predominio de agua y/o gas. Cuerpo A, arriba, 5 metros verticales bajo su cima; abajo, 20 metros verticales bajo su cima y punto medio del intervalo productor del PETRONAC-17, pozo de mayor Np en el CPR.

656,000 658,000 660,000 662,000 664,000 666,000 668,000 670,000 672,000 674,000 676,0002,256,000

2,258,000

2,260,000

2,262,000

2,264,000

2,266,000

2,268,000

2,270,000

2,272,000

2,274,000

2,276,000

656,000 658,000 660,000 662,000 664,000 666,000 668,000 670,000 672,000 674,000 676,0002,256,000

2,258,000

2,260,000

2,262,000

2,264,000

2,266,000

2,268,000

2,270,000

2,272,000

2,274,000

2,276,000

PT-17

656,000 658,000 660,000 662,000 664,000 666,000 668,000 670,000 672,000 674,000 676,0002,256,000

2,258,000

2,260,000

2,262,000

2,264,000

2,266,000

2,268,000

2,270,000

2,272,000

2,274,000

2,276,000

656,000 658,000 660,000 662,000 664,000 666,000 668,000 670,000 672,000 674,000 676,0002,256,000

2,258,000

2,260,000

2,262,000

2,264,000

2,266,000

2,268,000

2,270,000

2,272,000

2,274,000

2,276,000

PT-17

20

haya sido en verdad drenada; dos, que habiendo sido drenada, no exista

informacin al respecto que el modelo pueda reflejar; y tres, que un bajo gasto de

gas reportado en la zona, traducido en bajo flujo fraccional de gas, haya arrojado

baja saturacin de gas y, por ende, alta saturacin de aceite. Cualquiera que sea

la interpretacin, se trata, en todo caso, de zonas aisladas, errticas y de corta

extensin que no representan objetivos cuyo desarrollo signifique un aumento

sustancial y duradero de la produccin. Desistir de la bsqueda de bancos de

aceite y, en su lugar, orientar el desarrollo del yacimiento hacia la inyeccin de

productos qumicos sera la instruccin del modelo mecanstico. Obvio es que,

para que sea funcional, la inyeccin de qumicos deber ser capaz, como se

pretende, de movilizar aceite en cualquier punto del yacimiento. Demostrarlo es

uno de los objetivos de la prueba piloto de inyeccin de surfactantes que se

describe a continuacin.

Pruebas Piloto

El plan de recuperacin mejorada propuesto consta de dos etapas: pruebas piloto

y masificacin. En la prctica, las grandes inversiones que demanda la

masificacin difcilmente son aprobadas si no estn sustentadas por pruebas

fehacientes de recuperacin. Y la mejor manera de demostrar que un proceso

puede ser eficaz al masificarlo es probndolo, a escala menor, en el lugar a ser

implementado. Una prueba que comprende una fraccin del rea del yacimiento e

involucra un nmero limitado de pozos es referida como una prueba piloto. Entre

los elementos que sustentan cualquier decisin, las estadsticas de yacimientos

anlogos y las pruebas de desplazamiento en ncleo son complemento, ms no

sustituto, de las pruebas piloto.

21

Mencionado lneas arriba, en el CPR se llevan inyectados, desde 1950 a la fecha,

ms de 2,900 millones de barriles de agua. El balance volumtrico entre lo

inyectado y lo producido es deficitario en 650 millones de barriles, hecho que se

refleja en una prdida neta en la presin media del yacimiento de 70 kg/cm2 (figura

12). Orientados de sureste a noroeste, diversos acueductos y un total de 148

pozos inyectores han llegado a transportar e inyectar hasta 400 mil barriles de

agua al da (figuras 13 y 14). Tuvieron que inyectarse 150 mil barriles de agua al

da para revertir la tendencia (lineal) en la declinacin de la produccin de aceite.

Al tiempo en que se recuperaba la presin del yacimiento, se lograba producir una

fraccin del aceite in situ. Por cada barril de aceite producido, 6.6 barriles de agua

han sido inyectados. Vlido en aqul entonces, el patrn de inyeccin tendr

ahora que ser modificado en arreglos de pozos inyectores, rodeados de

productores, y distribuidos a lo largo y ancho del yacimiento. Cierto nmero de

arreglos colindantes debern drenar un mismo cuerpo geolgico.

Anticipndonos a la masificacin, 150 mil barriles por da de agua es la cuota

mnima de inyeccin. A 2 mil barriles por da por pozo inyector, 75 arreglos con

alrededor de 400 pozos productores conforman la plataforma de produccin; esto

es, 3 veces el nmero actual de pozos inyectores y 69% arriba del de productores.

El propsito de la etapa es efectuar diversas pruebas piloto, tantas como arreglos

de pozos sea posible habilitar. Si en los pozos productores de tales arreglos la

fraccin de agua, fw, en promedio 70%, se logra reducir a menos de 50%

promedio, la prueba ser declarada exitosa.

La roca y el agua gobiernan el desempeo, y por tanto determinan la seleccin de,

lcalis, surfactantes y polmeros. Empleando roca y aceite del yacimiento,

especialistas del IMP y del laboratorio de yacimientos del APPRA han elaborado y

probado diversas frmulas de surfactante. (Un tercer grupo, financiado con

recursos federales por Sener-Conacyt, se unir al proyecto antes de la conclusin

del ao). El comportamiento observado en diversas pruebas revela que:

22

Figura 12. Curva de balance volumtrico (lnea continua) y presin esttica media del yacimiento (lnea punteada), en funcin del tiempo, Complejo Poza Rica. Al 2010, el complejo muestra un dficit volumtrico de 650 millones de barriles, equivalente a una prdida neta de presin de 70 kg/cm2 (= 245 -175). El balance es calculado segn la expresin: qn = qwiBw {qoBo + qwBw + qgBg/5.615 - qoRsBg/5.615} + qe, donde qwi es el gasto de agua inyectada y qe es la entrada de agua del acufero. Porque el acufero es parcialmente activo y el yacimiento de baja permeabilidad, qe se asume cero.

Figura 13. Disposicin, en franjas, de pozos inyectores segn plan de desarrollo 1950-2010, de recuperacin secundaria, Complejo Poza Rica.

656,000 658,000 660,000 662,000 664,000 666,000 668,000 670,000 672,000 674,000 676,0002,256,000

2,258,000

2,260,000

2,262,000

2,264,000

2,266,000

2,268,000

2,270,000

2,272,000

2,274,000

2,276,000

23

Figura 14. Gastos de aceite producido (lnea gruesa) y agua inyectada (lnea delgada) en funcin del tiempo, Complejo Poza Rica. Revertir la tendencia lineal de declinacin en la produccin de aceite demand un gasto de inyeccin de aproximadamente 150 Mstb/d de agua (1970).

A tres fuentes de suministro de agua es necesario acudir para completar la

demanda mnima del proyecto (tabla 2): agua tratada, disponible hasta por 15

Mstb/d; agua de deshidratacin, aprovechable hasta en 35 Mstb/d; y agua de

mar, disponible desde 100 Mstb/d. La dureza total y la salinidad rigen la

seleccin o, en su caso, el diseo molecular, de lcalis y surfactantes. De la

reaccin de stos con el agua congnita, el aceite y la roca se juzga la

estabilidad y, de aqu, su inclusin, o exclusin, de la prueba piloto.

Pruebas estticas en esquirlas de roca impregnadas de aceite muerto y

sumergidas en agua, con y sin agente qumico, arrojan diversos resultados.

El propsito es observar si la adicin del qumico libera el aceite que

impregna la roca. Sin agente qumico, ninguna de las tres fuentes de agua

contiene el suficiente surfactante natural (ej. sulfato de magnesio en agua de

mar) que pueda provocar el cambio en la mojabilidad y liberar al aceite.

24

Tabla 2. Caractersticas qumicas de: (AT) agua tratada del Ro Cazones, (AC) agua congnita colectada del pozo Poza Rica-328 , (AD) agua de deshidratacin de la Central de Almacenamiento y Bombeo de Poza Rica, y (AM) agua del mar colectada a 4 kilmetros de la desembocadura del ro Cazones. En asterisco, valor estimado.

Parmetros AT AC AD AM pH 7.00 7.00 6.86 7.69 Conductividad (mS/cm) 61.2 50.4 Temperatura (C) 27.0 27.0 33.3 31.0 Salinidad (ppm) 166 29,021 43,551 35,700* Turbidez (unt) 13.5 2.0 Acidez Total (mg/l CaCO3) 0 < 2 Alcalinidad Total (mg/l CaCO3) 740 844 1,084 830 Tipo de Agua Salina Salina Densidad (gr/cm3) 0.992 1.020 1.024 Dureza Total (mg/l CaCO3) 678 3,365 4,491 991 Dureza No Carbonatos (mg/l CaCO3) 5,989 Dureza Ca (mg/l CaCO3) 2,738 1,025 Dureza Mg (mg/l CaCO3) 1,752 5,086 Bicarbonatos (mg/l CaCO3) 0 0 1,202 148 Carbonatos (mg/l CaCO3) 93 342 436 Sulfatos (ppm) 20 750 3,000 Cloruros (ppm) 100 18,010 20,220 Sulfuros (ppm) 148 10 Ca (ppm) 178 1,055 1,248 380 Mg (ppm) 57 177 305 1,196 Na (ppm) 166 10,755 10,686 Total Slidos Suspendidos (TSS,ppm) 74 35 Total Slidos Disueltos (TDS, ppm) 283 31,092 41,613 37,235 Materia Orgnica (DQO, ppm) 2,690 < 6.6 Coliformes Fecales (NMP/100 ml) 0 3 a 4,300 Color (uc) < 2

Tres agentes qumicos: un lcali (sosa) y dos surfactantes (catinico uno y

zwitterinico otro), agregados por separado al agua tratada, al agua de mar y

al agua de la planta de deshidratacin, provocan respuestas distintas en las

esquirlas impregnadas de aceite. En los nueve casos, la concentracin del

agente qumico es 0.1% (en peso, el lcali, en volumen, los surfactantes). La

tabla 3 muestra el tiempo de liberacin del aceite al contacto con el agua y el

agente qumico, y si ste reacciona, o no, precipitando carbonatos. Con

rpida liberacin, el surfactante zwitterinico es estable en las tres aguas.

Salvo en agua tratada, el lcali es inestable y de relativamente lenta

25

Tabla 3. Tiempo de liberacin de aceite muerto que impregna esquirlas de roca sumergidas en tres fuentes de agua de inyeccin a las que se les ha agregado un producto qumico: lcali, surfactante catinico o surfactante zwitterinico. Tiempo en minutos a partir del momento en que la muestra se coloca en la estufa precalentada a 90 oC. La presencia de carbonato se califica cualitativamente como: SP, sin precipitado, TP, trazas de precipitado y, CP, con precipitado. lcali Surf. Catinico Surf. Zwitterinico Agua Tratada 7 / TP 7 / TP 5 / SP Deshidratacin CAB 10 / CP 8 / TP 8 / SP Agua de Mar 10 / CP 10 / TP 10 / SP

liberacin; parte se consume precipitando carbonatos:

NaOH(s) + Ca(HCO3)2() Na(HCO3)() + CaCO3(s) + H2O,

parte liberando aceite. Con trazas de precipitado, la efectividad del

surfactante catinico puede calificarse como intermedia (figura 15).

El cambio de mojabilidad libera, pero es la reduccin de la IFT quien moviliza

el aceite en forma de gotas, facilitando el desplazamiento a travs de la

garganta poral. Cuanto mayor es la reduccin en la IFT, menor es la energa

requerida (imbibicin, gradiente de presin, segregacin gravitacional) para

dividir o deformar una gota, luego menor es el tamao de la garganta poral a

travs de la cual puede fluir, en contracorriente, el aceite. En las muestras

con surfactante zwitterinico las gotas que emergen a la superficie de las

esquirlas son pequeas y numerosas; aumentan en tamao y reducen en

nmero con el surfactante catinico, y ms con el lcali. (Pruebas de

desplazamiento en ncleo saturado con aceite recombinado y salmuera, a

presin y temperatura de yacimiento, se hallan en ejecucin.)

En ocasiones, al colocar la muestra en la estufa precalentada, la expansin

trmica y la reduccin de viscosidad bastan para liberar al aceite. Este

efecto, que se observ en la muestra de agua tratada, sin agente qumico,

26

Figura 15. De izquierda a derecha, vistas lateral (arriba) y area (abajo) de vasos de precipitado con esquirlas de roca impregnadas de aceite muerto sumergidas en agua de mar y lcali, en agua de planta de deshidratacin y surfactante catinico y en agua tratada y surfactante zwitterinico.

est implcito en, y no puede ser separado de, los resultados obtenidos.

Habida cuenta de la segregacin de las arcillas en dos cuerpos lateralmente

continuos y bien diferenciados de los cuerpos productores de aceite, las

prdidas por adsorcin no se consideran de importancia.

En atencin a las observaciones de los ensayes de laboratorio, se propone la

ejecucin de las siguientes pruebas piloto: 1) con agua tratada y surfactante

zwitterinico, en el pozo POZA_RICA-268, 2) con agua de deshidratacin y

surfactante zwitterinico, en el pozo POZA_RICA-72H, y 3) con agua tratada y

surfactante catinico, en el pozo POZA_RICA-126 (figuras 16 a 18). Las lneas de

agua tratada a los pozos PR-268 y PR-126 ya existen, de modo que slo se

27

Figura 16. Arreglo de pozos en permetro de prueba piloto de inyeccin de agua tratada y surfactante zwitterinico, Complejo Poza Rica. PR-268, pozo inyector. A derecha e izquierda de localizacin de pozo, mximo flujo fraccional de agua (%) y fecha de registro, respectivamente; abajo, cuerpo(s) productor(es) al tiempo de la prueba. Pozos PR-32 y PR-267 con sonda de presin y temperatura. Escala en metros.

Figura 17. Arreglo de pozos en permetro de prueba piloto de inyeccin de agua de deshidratacin y surfactante zwitterinico, Complejo Poza Rica. PR-72H, pozo inyector. A la derecha e izquierda de localizacin de pozo, mximo flujo fraccional de agua (%) y fecha de registro, respectivamente; abajo, cuerpo(s) productor(es) al tiempo de la prueba. Proyeccin en planta trayectoria pozo horizontal: lnea discontinua, tramo ademado inicio de kick off point; lnea continua toe to heal. Pozos PR-90 y PR-71 con sonda de presin y temperatura. Crculo en blanco indica pozo taponado. Escala en metros.

"ab,D"

"ab,D,BC"

"ab,D"

"ab,D"

"ab,D"

"ab,D"

"ab"

Oct_11

Oct_11

Feb_86

Oct_11

Oct_94

Ago_04

Oct_11

90.0

80.0

91.0

80.0

70.0

60.0

90.0

PR-268

PR-267

PR-269

PR-293

PT-15

PR-32

PR-186

664,200 664,400 664,600 664,800 665,000 665,200 665,400 665,600 665,8002,265,200

2,265,400

2,265,600

2,265,800

2,266,000

2,266,200

2,266,400

d =

354

m

d = 34

3 md = 346m

d = 582 m

d = 682 m

d = 359 m

Mar_99

Oct_11

Oct_11

Oct_11

Oct_11

Oct_11

"ab,D"

"ab,D"

"ab,D"

"ab,D"

"ab,D"

"?"

87

80

77

80

44

87

PR-75

PR-89

PR-111

PR-96

PR-422

PR-425

PR-423

PR-72H

PR-71

PR-90

PR-317,52,410H

PR-446H

PR-403H

661,000 661,200 661,400 661,600 661,800 662,000 662,200 662,4002,269,000

2,269,200

2,269,400

2,269,600

2,269,800

2,270,000

2,270,200

2,270,400

28

Figura 18. Arreglo de pozos en permetro de prueba piloto de inyeccin de agua tratada y surfactante catinico, Complejo Poza Rica. PR-126, pozo inyector. A la derecha e izquierda de localizacin de pozo, mximo flujo fraccional de agua (%) y fecha de registro, respectivamente; abajo, cuerpo(s) productor(es) al tiempo de la prueba. Pozos PR-311 y PR-368 con sonda de presin y temperatura. Crculo en blanco indica pozo taponado. Escala en metros.

tendera la lnea de agua de deshidratacin al pozo PR-72H. Durante 12 meses

2,000 stb/d de agua con surfactante sern inyectados. En los tres pozos

productores ms cercanos a cada inyector se instalarn, en fondo y cabeza,

sensores de presin y temperatura. En los pozos circunvecinos al inyector, los

gastos de aceite, gas y agua sern registrados mensualmente. Los pozos con

fraccin de agua, fw, mayor a 70% sern abiertos 5 das del mes, mientras se mide

su produccin. Los sitios propuestos no se hallan en las zonas de mayor

saturacin de aceite remanente. Al contrario, se encuentran en lugares donde

prcticamente el aceite permanece inmvil: o bien adherido a la roca, o bien

encapsulado por el agua. De aqu que, revertir la cada en el gasto de aceite por

efectos del surfactante tomar mnimo un ao. A la concentracin de 0.2%, el

costo por adicin de productos qumicos en 1,000 barriles de agua inyectada es

de: 160 U$, en el caso del surfactante zwitterinico, 120 U$, si se trata de

surfactante catinico, y 16 U$, para el lcali.

Ene_82

Ene_11

Oct_11

Dic_84

Mar_7790.0

60.0

70.0

90.0

98.0

"ab,D"

"ab,D"

"ab,D"

"ab,D"

"ab,D"

PR-102

PR-126

PR-311

PR-368

PR-125

PR-171

662,800 663,000 663,200 663,400 663,600 663,800 664,000 664,2002,269,200

2,269,400

2,269,600

2,269,800

2,270,000

2,270,200

2,270,400

d = 685 m

d = 520 m

d = 397 m

d =

373

m

d = 424 m

29

Al presente no existen planes de expansin de las lneas de distribucin de

aguatratada, de modo que la eleccin de otras reas candidato a la ejecucin de

pruebas piloto est limitada. La heterogeneidad del yacimiento anticipa problemas

de control de movilidad, mismos que sern contrarrestados agregando polmeros

al agua de inyeccin. Est pendiente el diseo de un plan de inyeccin de

trazadores para la determinacin del aceite residual.

Masificacin

Se propone inyectar 150 mil barriles de agua al da en 75 arreglos de pozos

inyectores distribuidos en toda el rea del yacimiento (figura 19). Los arreglos

prximos a las lneas de descarga del agua tratada y del agua de deshidratacin

tienen, por razones de eficiencia y economa, designada la fuente de suministro.

Los arreglos restantes recibirn agua de mar misma que ser captada a travs de

pozos ubicados, previo estudio geohidrolgico, en terrenos de la antigua batera

Miguel Hidalgo, municipio de Gutirrez Zamora. En reas donde la grava saturada

de salmuera alcance su mayor espesor, 20 pozos playeros, a 100 metros de

profundidad y bajo la interfase salina, sern construidos. Perforados con barrena

de 28, los pozos llevarn ademe de PVC de 12, los primeros 18 metros con

tubera lisa, los 82 restantes con tubera ranurada; el espacio anular ser llenado

con grava. En conjunto proveern 100 mil barriles de agua al da ( 20 lps por

pozo, operando 12 horas con bomba electro-centrfuga) (figura 20). La limpieza

del pozo y el cambio de empaques e impulsores de la bomba se har cada 2 aos.

Los problemas de turbulencia, subsidencia, arenamiento e interferencia se

controlarn regulando el gasto. El estudio geohidrolgico, la perforacin,

terminacin y limpieza del pozo, las bombas, red de recoleccin y sistema de

medicin de gasto tendr un costo, en los 20 pozos playeros, de 2 millones de

30

Figura 19. Ejemplo de distribucin uniforme de arreglos de pozos inyectores (crculo negro) en plan de masificacin de recuperacin mejorada, Complejo Poza Rica.

dlares5 (clase 5).

El agua de captacin ser enviada a dos tanques de 50 mil barriles c/u y de ah a

una planta para su tratamiento. El propsito es mitigar corrosin, incrustacin y

erosin, en bombas y ductos, corriente abajo. Una vez filtrada, al agua se le

agregarn biocidas y secuestrantes de oxgeno. Tratar 100,000 b/d demandar

una inversin de capital del orden de 20 millones de dlares6 (clase 5).

Transportar 100,000 stb/d de agua tratada a lo largo de 50 kilmetros, en tubera

de 18, desde el nivel del mar a 300 metros de elevacin, demanda una potencia

de bombeo de 1,100 hp. En el recorrido, la presin en la tubera descender de

45 kg/cm2, en la descarga de la(s) bomba(s), a 2 kg/cm2, a la descarga en tanque.

La lnea tendr cuatro puntos de descarga, dos en la mitad norte y dos en la mitad

sur del yacimiento. El costo del sistema de baja presin es de 28 millones de

dlares (clase 5). El sistema de alta presin est dividido en 4 subsistemas,

cada uno con capacidad de bombear 25,000 stb/d a travs de 5 ramales de

656,000 658,000 660,000 662,000 664,000 666,000 668,000 670,000 672,000 674,000 676,000

y

2,256,000

2,258,000

2,260,000

2,262,000

2,264,000

2,266,000

2,268,000

2,270,000

2,272,000

2,274,000

2,276,000

31

Figura 20. Esquema de plan de captacin de agua de mar, proyecto de masificacin de proceso de recuperacin mejorada, Complejo Poza Rica. Paralelo a la lnea de costa, 20 pozos playeros perforados por abajo de la interfase salina aportan 100,000 stb/d de salmuera. Terminados con tubera ranurada de 12, cada pozo tiene instalada una bomba electro-centrfuga. El agua extrada se enva a tanques de almacenamiento para su tratamiento.

distribucin, a una presin mxima de 150 kg/cm2, magnitud inferior a la presin

de fractura de la formacin. Con bombas de 200 hp y tubera de 8, cada ramal

podr distribuir 5,000 stb/d de agua, hasta 5 kilmetros a la redonda. El costo del

sistema de alta presin es de 25 millones de dlares (clase 5).

El costo de las reparaciones mayores a realizar a efecto de que, en cada arreglo,

el cuerpo donde se inyecte el agua sea el mismo donde se produce el aceite, no

ha sido cuantificado. De las pruebas piloto se sabr cunto aceite se espera

recuperar con la inyeccin de qumicos. Slo hasta entonces se sabr qu tan

rentable es el proyecto de recuperacin mejorada.

32

Conclusiones

Tras 60 aos de inyeccin continua, el proceso de recuperacin secundaria

implementado en el Complejo Poza Rica se acerca a su fase terminal. Al

ritmo actual de produccin, hacia el 2017 se alcanzar la recuperacin final.

3,300 millones de barriles de aceite yacen todava en el yacimiento y, sin

embargo, las alternativas de explotacin se agotan. Explotar los bancos de

aceite virgen, pequeos, errticos y difciles de ubicar, es una opcin de

relativamente baja produccin y alta incertidumbre.

El aceite remanente es ms denso y viscoso, reside en los poros ms

pequeos y adherido a la roca, con el agua congnita ha aumentado la

tensin interfacial y constituye la fase discontinua. A las fuerzas capilares se

atribuye la baja movilidad de fracciones cada vez ms importantes de aceite.

Pruebas de laboratorio en esquirlas impregnadas de aceite y sumergidas en

agua demuestran que, con la adicin de surfactantes, la mojabilidad se

revierte y la tensin interfacial se reduce.

De duracin mnima un ao, la ejecucin en campo de, en primera instancia,

tres pruebas piloto: con agua de las plantas de tratamiento o de

deshidratacin, ms surfactante catinico o zwitterinico, proporcionar

valores de produccin incremental, saturacin residual, recuperacin

adicional y flujo fraccional. Con esto y los costos de capital y de operacin

que demanda una obra de inyeccin de 100 mil stb/d de agua de mar, se

conocer la rentabilidad del proyecto. Ser hasta entonces cuando se sepa

si el proyecto es econmicamente viable y cunto aporta en trminos del

incremento en la reserva probada.

33

Referencias 1. Serrano Saldaa, E., 2012. Proyecto F.40479, Seleccin y validacin a escala de

laboratorio de procesos de recuperacin mejorada miscible, trmico o qumico para yacimientos del Activo Integral Poza Rica Altamira. Reporte interno, Instituto Mexicano del Petrleo.

2. Wesson, L.L., y Harwell. J.H., 2000. Surfactant adsorption in porous media. En Surfactants: Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry, Ed. Scramm, L.L., Cambridge University Press.

3. Strand, S, Hgnesen, E. y Austad, T., 2006. Wettability alteration of carbonates Effects of potential determining ions (Ca2+ and SO42-) and temperature. Colloids and Surfaces A: Physicochem. Eng. Aspects 275, 1-10. www.sciencedirect.com

4. Milter, J. y Austad, T., 1996. Chemical flooding of oil reservoirs 7. Oil expulsion by spontaneous imbibition of brine with and without surfactant in mixed-wet low permeable chalk material. Colloids and Surfaces, A: Physicochemical Engineering Aspects 117, pp. 109-115.

5. SHYPPSA, Servicios Hidrulicos y Perforacin de Pozos, SA. Propuesta de construccin, Septiembre 2009. shyppsa@gpomuguerza.com

6. Larry Rubis, 2009. Fabrication Technologies, Casper, Wyoming, USA. larryrubis@vcn.com, www.fabtechinc.net.