IOR-EOR; Una oportunidad histórica para México

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M EXICO

IOR-EOR; Una oportunidad histórica para México

ESPECIALIDAD: Ingeniería Petrolera

Edgar René Rangel Germán Doctor en Ingeniería Petrolera

26 de Febrero de 2015

México, Distrito Federal

IOR-EOR

CONTENIDO

Página

1 Resumen ejecutivo. 3

2 Introducción. 5

3 Recuperación Mejorada (EOR), Recuperación 9

Avanzada (IOR) y otras definiciones relevantes,

4 IOR-EOR vs otras alternativas. 18

5 Metodología para la selección de cadidatos. 34

6 Potencial de México. 45

7 Casos con mayor potencial para el IOR-EOR. 50

8 Requerimientos para su implementación. 58

9 Retos. 65

10 Conclusiones. 68

11 Referencias. 69

12 Bibliografía. 71

Agradecimientos. 74

Currículum Vitae. 75

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Especialidad: Ingeniería Petrolera

IOR-EOR

1. RESUMEN EJECUTIVO

En la industria del petróleo, se considera que en términos generales 30 al 35% del petróleo original en sitio será recuperable al final del período de producción (convencional); sin embargo, los avances en tecnología, como la recuperación mejorada de petróleo (EOR) hacen posible acceder a reservas adicionales muy importantes (NPC, 2007).

A pesar de los vastos recursos de hidrocarburos que México posee (aprox. 265,000 mmbpce' de volumen remanente), la producción continúa declinando, al igual que las reservas.

Existen diversas actividades para incrementar reservas que pueden, en su momento, contribuir a la plataforma de producción: (i) incorporación de volúmenes nuevos a través de la exploración, (u) delimitación de campos, (iii) desarrollo de campos, (iv) revisiones como resultado de la adquisición y el análisis de nueva información.

El desarrollo de campos ha evolucionado gracias al perfeccionamiento de técnicas que permiten obtener recuperación adicional de hidrocarburos en yacimientos conocidos. A este conjunto de técnicas se les conoce como recuperación avanzada y recuperación mejorada o IOR-EOR, por sus siglas en inglés (Impro ved Oil Recovery y Enhanced Oil Recovery).

El objetivo de este trabajo es traer a la atención de la Academia de Ingeniería y de sus Académicos el gran potencial con el que cuenta nuestro país para incrementar la producción y las reservas de hidrocarburos a través de métodos y técnicas de Recuperación Avanzada y Mejorada (IOR-EOR, por sus siglas en inglés) aplicables durante las actividades (iii) y (iv); así como la necesidad como país de dedicar recursos financieros, tecnológicos y humanos a estos esfuerzos.

Comparando los nuevos descubrimientos versus la recuperación adicional, "la mayor parte del suministro mundial de petróleo no proviene de los nuevos descubrimientos, sino de las reservas y la recuperación adicional. Cuando un campo es descubierto por primera vez, se sabe muy poco de él, y las estimaciones de un volumen son limitadas y generalmente conservadoras. Conforme el campo se desarrolla, se tiene un mejor conocimiento de sus reservas y su producción. De acuerdo con un estudio del United States Geological Survey, el 86% de las reservas

Información al 1 de enero de 2014.

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de petróleo en Estados Unidos no son el resultado de lo que se estimó durante la etapa de descubrimiento, sino más bien del proceso de revisión de información y de recuperación adicional durante la etapa de desarrollo 2 .

Los esfuerzos realizados en estos temas en México no han sido proporcionales al potencial disponible. El documento presente enfatiza los beneficios que se obtendrían si un grupo razonable de campos se desarrollaran a través de un programa agresivo de estos métodos y técnicas. Una de las premisas fundamentales del presente trabajo es: "abandonar el pensamiento tradicional sobre la aplicación de estas técnicas cronológicamente (recuperación primaria, recuperación secundaria, recuperación terciaria y recuperación cuaternaria), y proponer la inclusión del IOR-EOR desde el inicio del desarrollo de los campos petroleros, cuando sus sistemas roca-fluido así lo sugieran".

Se presenta un análisis de los volúmenes accesibles a través del IOR-EOR vs otras alternativas como la exploración en aguas profundas y los recursos no convencionales. Se concluye que los órdenes de magnitud son diferentes y los riesgos geológicos y operativos son diferentes, favoreciendo, aparentemente, los proyectos de IOR-EOR.

Con base en fundamentos teóricos, se desarrolla una metodología para la identificación de las mejores oportunidades, priorizadas de acuerdo a su potencial y los resultados numéricos para los campos de México. Se hace una descripción particular para algunos casos mexicanos. También se mencionan los retos para su implementación así como algunas recomendaciones para su desarrollo a través de los diversos capítulos.

Palabras clave: Reservas, Tasa de Restitución de Reservas (TRR), Recuperación Avanzada (IOR), Recuperación Mejorada (EOR), Factor de Recuperación (FR), Aceite Remanente, Aceite Residual, Aceite no Barrido, Aceite Incremental Recuperado (AIR), Campo Maduro, Campo Café (Brown field), Campo Marginal, Recuperación Incremental, Eficiencias de Desplazamiento, Minería de Datos, Jerarquización Bayesiana, Recuperación mejorada con químicos, Sudación Inteligente.

2 Yergin, 2011.

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2. INTRODUCCIÓN

La Industria Petrolera en México se ha visto afectada, en años recientes, por la declinación pronunciada de la producción de petróleo y el decremento en las reservas de hidrocarburos (Figuras 2.1 y 2.2), pasando de un máximo histórico de producción promedio de 3.38 millones de barriles de petróleo por día (mmbpd) en 2004, con un pico promedio de 3.45 mmbpd a inicios de ese año, a 2.23 mmbpd a enero de 2015, lo cual es equivalente a perder 300 bpd diariamente (Figuras 2.1 y 2.2). Esta declinación se ha debido principalmente a la declinación de los principales yacimientos de los campos Akal y Ku (el segundo, proporcionalmente en menor medida).

La plataforma de producción podría verse todavía más afectada a la baja a la luz de la franca declinación del campo Ku, y en los próximos años de los campos Zaap y Maloob.

Existen diversas actividades para incrementar reservas que pueden, en su momento, contribuir a la plataforma de producción: (i) incorporación de volúmenes nuevos a través de la exploración, (u) delimitación de campos, (iii) desarrollo de campos, (iv) revisiones como resultado de la adquisición y el análisis de nueva información.

Histórico de producción de Aceite

3.5

3.0

2.5

2.0 iifflfflfflfflfflfflMflfflfflfflu 1.5

1.0

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44-4 4 1-1 rJ r' NJ r' r-.J N N NI NI NI NI NI NI NI

Figura 2.1 Histórico de producción de aceite 3 .

Comisión Nacional de Hidrocarburos, 2015.

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Histórico de reservas probadas de Aceite

60

50

40 •

30

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10

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Figura 2.2 Histórico de reservas probadas de aceite 3 .

Similarmente, la Tasa de Restitución de Reservas (TRR) no ha visto sus mejores años. La TRR es el volumen restituido de reservas en cada una de las categorías en comparación con la producción total del año anterior, derivada de la actividad de incorporación exploratoria, delimitación de campos, desarrollo de campos y revisiones entre el volumen producido en el mismo periodo. Como se observa en la Figura 2.3, los valores actuales de la tasa de restitución integral de reservas son los más bajos en los años recientes.

Tasa restitución integral Petróleo Crudo Equivalente a nivel nacional

200%

-150/o 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

1P 23% 26% 41% 50% 72% 77% 86% 101°/o 104% 67.8% .2P 12% 23% 8% 43% 29% 57% 142% -95% 101% -1.9% 3P 30% 69% 36% 44% 37% 65% 98% 158% 151% -77.9%

Figura 2.3. Histórico de tasa de restitución de reservas a nivel nacional 3 .

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El objetivo de este trabajo es traer a la atención de la Academia de Ingeniería y de sus Académicos el gran potencial con el que cuenta nuestro país para incrementar la producción y las reservas de hidrocarburos a través de métodos y técnicas de Recuperación Avanzada y Mejorada (IOR-EOR, por sus siglas en inglés) aplicables durante las actividades (iii) y (iv); así como la necesidad como país de dedicar recursos financieros, tecnológicos y humanos a estos esfuerzos.

Los esfuerzos realizados en estos temas en México no han sido proporcionales al potencial disponible. El documento presente enfatiza los beneficios que se obtendrían si un grupo razonable de campos se desarrollaran a través de un programa agresivo de estos métodos y técnicas. Una de las premisas fundamentales del presente trabajo es: "abandonar el pensamiento tradicional sobre la aplicación de estas técnicas cronológicamente (recuperación primaria, recuperación secundaria, recuperación terciaria y recuperación cuaternaria), y proponer la inclusión del IOR-EOR desde el inicio del desarrollo de los campos petroleros, cuando sus sistemas roca-fluido así lo sugieran".

Actualmente, existe discrepancia y confusión entre la Industria, la Academia y la comunidad científica internacional sobre las diferencias entre Recuperación Avanzada (IOR) y Recuperación Mejorada (EOR); así como entre campos maduros, campos cafés (brown fields) y campos marginales, que han sido considerados tradicionalmente como candidatos para la aplicación de estas técnicas, ya sea para recuperación incremental o remediacián. El capítulo 3 es dedicado precisamente a describir las definiciones con mayor consenso y conceptos teóricos de tal forma que el documento primeramente sea auto contenido y, por otro lado, facilite el seguimiento del resto de los capítulos y las propuestas aquí incluidas. Se presentan los enfoques y escalas tanto para la Recuperación Avanzada (IOR) como para la Recuperación Mejorada (EOR), estableciendo con claridad las diferencias entre éstas.

En el capítulo 4 se presenta un análisis comparativo entre los volúmenes accesibles a través del IOR-EOR con respecto a otras alternativas de gran potencial como la exploración costa afuera (con énfasis en aguas profundas) y la explotación de recursos no convencionales como lutitas, esquistos o pizarras aceitíferas o gasíferas conocidos como shale oil y shale gas, respectivamente. Se incluye un análisis histórico de la incorporación de reservas gracias a los esfuerzos exploratorios en los Estados Unidos y en México, así como ejemplos internacionales de la aplicación exitosa del IOR-EOR en el mundo, en donde se han incorporado reservas (materializadas en producción), alcanzado volúmenes que hubiese sido imposible obtener a través de técnicas tradicionales.

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Especialidad Ingeniería Petrolera

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En el capítulo 5 se presenta una metodología de reciente creación resultado de la combinación de dos enfoques distintos: (uno) la aplicación de metodologías clásicas de escrutinio para la selección del método de EOR más adecuado para los yacimientos de un campo, utilizando las variables típicas para describir un sistema roca-fluido; y (dos) a través del diseño matemático de un modelo para la aplicación de múltiples herramientas de minería de datos: (a) modelos lineales, (b) árboles de decisión, (c) análisis de clusters y (d) probabilidad condicional utilizando el teorema de Bayes. Similarmente al primer enfoque, se utilizan las variables consideradas en los enfoques tradicionales. Esta metodología permite identificar las mejores técnicas de EOR, y priorizar los yacimientos y campos con base en los volúmenes potencialmente recuperables.

En el capítulo 6 se utiliza como caso de estudio el inventario de campos de México, obteniendo resultados que permiten identificar los mejores candidatos (yacimientos) para la aplicación de métodos y técnicas de IOR-EOR, así como priorizarlos con el objetivo de obtener una cartera de proyectos de recuperación avanzada y mejorada.

En el capítulo 7 se discuten los campos que, en la opinión del autor, cuentan con el mayor potencial para el IOR-EOR como son Akal, Ku, Zaap y Maloob, los que componen el proyecto Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec), así como los de aceite extra-pesado como Kayab, Pit, Ayatsil, Cacaliao, Pánuco y Samaria Neógeno.

En el capítulo 8 se describen los retos identificados que probablemente cualquier institución enfrentará en la aplicación exitosa de los métodos de IOR-EOR.

En el capítulo 9 se describen brevemente los requerimientos para su implementación. Se enlistan las condiciones que propician la práctica de los métodos de IOR-EOR.

En el capítulo 10 se presentan las conclusiones en dónde se enfatiza la importancia de la aplicación de métodos de IOR-EOR y los resultados más sobresalientes del trabajo desarrollados en cada uno de los capítulos.

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3. RECUPERACIÓN MEJORADA(EOR), RECUPERACIÓN AVANZADA (IOR) Y OTRAS DEFINICIONES RELEVANTES

Actualmente existe discrepancia y confusión en la Industria, la Academia y la comunidad científica internacional sobre las diferencias entre Recuperación Avanzada (IOR) y Recuperación Mejorada (EOR), así como entre Campos Maduros, Campos Cafés (brown fields) y Campos Marginales, los cuales han sido típicamente considerados candidatos para la aplicación de estos métodos y técnicas.

La recuperación de petróleo tradicionalmente se desarrolla a través de diferentes etapas de explotación:

Figura 3.1. Etapas tradicionales de recuperación.

Un perfil típico de producción incluye el incremento de producción como resultado de la perforación de pozos, un pico de producción y/o un plateau, y la declinación. La recuperación primaria es el resultado de la energía propia del yacimiento, a través de los mecanismos de empuje descritos en la Figura 3.1. La recuperación secundaria se utiliza para adicionar energía a los yacimientos (para mantener su presión), típicamente a través del método de inyección de agua y en algunos casos de inyección de gas. La recuperación terciaria, tradicionalmente utilizado como sinónimo de la recuperación mejorada (EOR), incluye cualquier método utilizado después de la recuperación secundaria. Finalmente, y más recientemente, el término de recuperación cuaternaria se utiliza para referirse a técnicas más avanzadas, pero especulativas, posteriores a la recuperación terciaria.

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3.1 Factor de recuperación y Aceite Remanente.

Todas las etapas de extracción tienen como objetivo recuperar una fracción del petróleo en sitio. A la razón del volumen recuperado en las diferentes etapas (Np) entre el volumen original total en sitio (N), ambos a condiciones estándar, se le conoce como Factor de Recuperación (FR) (Figura 3.2):

FR= Np Ñ

Figura 3.2. Elementos del factor de recuperación (FR), volumen original en sitio (N) y volumen recuperado en una cierta etapa (Np).

El volumen de aceite residente en el yacimiento después de cada una de estas etapas se conoce como aceite remanente como se muestra en la Figura 3.3. El volumen total de aceite remanente es el resultado de dos fenómenos: (i) el aceite residual (Figura 3.3.a) en los cuerpos y gargantas de los poros de la roca, resultante de la suma o competencia de las fuerzas capilares, gravitacionales y viscosas, y ( u) el aceite no barrido (Figura 3.3.b), resultante de volúmenes que no fueron o fueron parcialmente desplazados por los fluidos inyectados debido a la heterogeneidad de la roca en cualquiera de las etapas a partir de la recuperación secundaria.

lo


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Aceite Remanente

ACEITE RESIDUAL ACEITE NO BARRIDO Aceite residual en los poros

más pequeños Agua que desplazó e aceite de los poros más gran des

Canales preferenciales de flu jo

4

Zonas no barridas debido Agua adherida a la a la heterogeneidad del

superficie de los granos medio

Figura 3.3. El aceite remanente en un medio poroso se puede diferenciar en (a) Aceite residual y (b) Aceite no barrido.

3.2 Definiciones de EOR e IOR

La Recuperación Mejorada o Enhanced Oil Recovery (EOR, por sus siglas en inglés se define como el conjunto de métodos que emplean fuentes externas de energía y/o materiales para recuperar el aceite que no puede ser producido por medios convencionales (recuperación primaria y secundaria). Internacionalmente se ha aceptado que se dividan en cuatro grandes grupos: métodos térmicos, métodos químicos, métodos de inyección miscible de gases y otros (como microbiana, eléctricos, otros).

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( Primaria 1)

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(en Pepumos

Figura 3.4. Métodos de EOR. 4

Lake et al., 1992.

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Por otro lado la Recuperación Avanzada o Improved Oil Recovery (bR, por sus siglas en inglés fue un concepto definido posteriormente al de EOR. En algunos países, IOR y EOR se utilizan como sinónimos; en otros, el EOR es un subconjunto del IOR. El IOR en sentido estricto también abarca un amplio rango de actividades como implementación de técnicas mejoradas de caracterización de yacimientos, administración de yacimientos, y perforación de pozos de relleno.

EOR MISCIBLE

1 NM 1 SCIB LE

GASES

AIRE (I5LI1I(N PRESIÓN*

COMBUSTIÓN 1 HIJMEÍ'.4

AGUA CALIENTE

GAS HIDROCARBURO WAG VAPOR

DRP/E) HÇ I(0 2RE5I0N* ESpIJMA 1 - -

SURFACTANTE

PO LI FI ERO .1 d• F

QUI MICO

OrROS (MEOIk CALENTAMIENTO ELÉCFCC) -

POZOS NO-CONVENCIONALES POZOS APOYADOS CON INTELIGENCIA ARTIFICIAL

SISMICÁ 3D T 4D CAft4CTERIZACION AVANZADA

4DM IN ISTRACION AVANZADA DE YAO MI ENTOS UTILIZACIÓN DE TECNOLOG1A DE PUNTA

OTROS

Figura 3.5. Métodos de 10R 5 .

3.3 Aceite incremental recuperado (AIR) por EOR.

Para evaluar el éxito del EOR se debe calcular el volumen incremental efectivamente recuperado por estos métodos y técnicas. Existen cuatro casos posibles y para su análisis se utilizan gráficos de gasto de producción vs recuperación incremental. Lake 6 describe la explicación a detalle; en todos los casos el aceite incremental recuperado (AIR) es

Comisión Nacional de Hidrocarburos, 2012. Lake, 2014

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EspeciaIidd: Ingeniería Petrolera

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positivo, el límite económico se describe como "LE", el volumen producido acumulado como "Np" y el ritmo de producción como "q". Para facilidad de análisis, las figuras que a continuación se presentan consideran la declinación exponencial previa y posterior al proceso de EOR.

3.3.1 Incremento en la recuperación sin acelerar la producción 6 .

La Figura 3.6 presenta el caso en que la recuperación mejorada no aceleró la producción debido a que las tasas de declinación son iguales en ambos periodos; sin embargo, el EOR incrementó el volumen de aceite móvil, el cual a su vez, permite un incremento en recuperación adicional de aceite, lo cual también causó un aumento en la recuperación de aceite. En este caso, el aceite incremental recuperable (AIR) y el aceite móvil son iguales. Estos casos idealizados son comportamientos típicos de procesos térmicos, uso de surfactante/polímero (SP) y de solventes.

LE[; R

Comienzo 1 Volumen

del Proyecto incremental de aceite móvil

Figura 3.6. Incremento en la recuperación sin acelerar la producción.

3.3.2 Misma recuperación acelerando la producción 6 .

La Figura 3.7 muestra un caso extremo en donde la producción es acelerada (las declinación antes y después del EOR son diferentes), pero el aceite recuperable es idéntico, y con un aceite incremental recuperado (AIR) positivo. Es de esperarse que procesos de EOR que se comporten de esta manera produzcan menos aceite que en los que se incrementa el volumen de aceite móvil, pero pueden seguir siendo rentables, especialmente si el agente utilizado para obtener estos resultados no es caro. Estos comportamientos idealizados son típicos de procesos de inyección de polímeros y polímeros en gel, los cuales no afectan la saturación residual de aceite, sino que desplazan el aceite no contactado, permitiendo su producción.

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LE LT AIR ÍT Comienzo

del Proyecto

Figura 3.7. Misma recuperación acelerando la producción.

3.3.3 Menor recuperación acelerando la producción 6 .

La Figura 3.8 muestra un caso desfavorable en el cual la aplicación del EOR reduce el volumen de aceite móvil. En la práctica nadie buscaría deliberadamente reducir el aceite adicional recuperable, pero el proyecto podría ser rentable si, como en el caso mostrado en la Figura 3.8, la producción acelerada compensa la pérdida de aceite móvil de tal forma que el aceite incremental recuperable es positivo. Un comportamiento como éste presenta un candidato para futuras aplicaciones de EOR.

C/

AIR

LE .... .......,,

Np Comienzo

del Proyecto

Figura 3.8. Menor recuperación acelerando la producción.

3.3.4 Mayor recuperación reduciendo la producción 6 .

La Figura 3.9 muestra otro caso común. Aquí el proceso de EOR incrementa el volumen de aceite móvil, pero también reduce la tasa de declinación. Comportamientos de este tipo son comunes en procesos de inyección de solventes.

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IOR-EOR

q

AIR

LE

N Comienzo

del Proyecto

Figura 3.9. Mayor recuperación reduciendo la producción.

3.4 Campos Maduros y Campos Marginales.

En nuestro país más del 80% de la producción de petróleo proviene de campos maduros; y en el mundo, el 70% de los hidrocarburos líquidos producidos provienen de campos que han estado en operación durante más de veinte años, es decir, campos con cierta antigüedad y la mayoría de ellos, probablemente maduros.

Un campo maduro se define como aquél que ha producido un volumen considerable respecto a la reserva contenida en él: Np > X Rp; donde, Np es la producción acumulada, R2p es la reserva 2P original, y X es una fracción de la unidad. Típicamente se considera que X sea O.S.

Adicionalmente, una definición consensuada por la Industria considera a un campo maduro aquél que alcanzó su pico de producción y ha comenzado su periodo de declinación. Algunos de los síntomas de envejecimiento de un campo son: la declinación de la presión, compactación del yacimiento, subsidencia, incremento en el flujo fraccional de agua, producción de arena, reducción en los gastos de producción, entre otros.

Según el US Geological Survey, las reservas estimadas de los 186 campos principales de petróleo (definidos como aquéllos con reservas recuperables de más de 500 millones de barriles) aumentó un 26% en el período entre 1981 a 1996, equivalente a más de 160 mil millones de barriles de reservas adicionales.

La extracción de petróleo en campos maduros conlleva grandes dificultades como el lidiar con el envejecimiento de las instalaciones y decidir sobre la asignación de inversiones para desarrollar reservas

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JO R- EOR

nuevas. Obviamente el aspecto económico es el que rige la explotación de estos campos.

Un campo marginal se refiere a aquél que no puede producir el ingreso neto suficiente como justificar su desarrollo en un momento dado. Si las condiciones técnicas o económicas cambian, éste podría ser económicamente rentable. Por lo general se asocia con pequeñas acumulaciones de hidrocarburos que tienen un plateau de unos cuantos años. Los campos marginales tienen varios parámetros que afectan su rentabilidad, y por lo tanto su desarrollo como: problemas ambientales, estabilidad política, acceso a ellos, lejanía y, por supuesto, el precio y la de los gases y/o líquidos producidos.

Por otro lado, los Campos Cafés o brownffelds son aquéllos en donde se han realizado actividades de desarrollo sin necesariamente obtener los factores de recuperación esperados, por razones técnicas, económicas o, en la mayoría de los casos, ambientales.

En la industria del petróleo, se considera que en términos generales 30 al 35% del petróleo original en sitio será recuperable al final del período de producción (convencional); sin embargo, los avances en tecnología

(principalmente estimulados por los precios del petróleo) harán posible acceder a reservas adicionales muy importantes. Así, los campos maduros y marginales son excelentes candidatos tradicionales para la aplicación de métodos y tecnologías utilizadas en la Recuperación Avanzada y Mejorada (IOR-EOR).

El tema más importante es identificar cómo desarrollar estos campos. Para ello se requieren los siguientes pasos 7 ' 8 :

Identificar cuánto volumen remanente existe y dónde se encuentra. Reconstruir la historia de producción de sus yacimientos. Identificar los métodos y las herramientas que se requerirán. Optimizar la producción: pozos de relleno, sistemas artificiales, pozos inyectores, buscando eficiencia de barrido. Decidir el tiempo óptimo para la aplicación de estos métodos para maximizar la recuperación final de hidrocarburos.

Sheng, 2011. 'Babadagli, 2010.

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3.5 Enfoque del IOR y del EOR.

De acuerdo a las definiciones arriba descritas, queda claro que el enfoque del JOR y del EOR es distinto. Como puede verse en la Figura 3.10, el enfoque del IOR es sobre el desplazamiento de fluidos a escala macro, a nivel de yacimiento, es decir todas las acciones que permitan superar los retos relacionados con el aceite móvil como son: drene gravitacional, heterogeneidades, espaciamiento óptimo de pozos (pozos intermedios o de relleno), monitoreo del flujo fraccional de agua o gas, conformance, sísmica (mejor uso de la información o sísmica 4D, por ejemplo), surgencia, buscando extender la vida económica del campos; mientras que el enfoque del EOR ataca los retos relacionados con el aceite inmóvil como son: las eficiencias de desplazamiento microscópico y la expulsión de aceite de los poros, así como la inyección de fluidos que incrementen la eficiencia volumétrica de barrido; destacan la alteración de mojabilidad, reducción de tensión interfacial y variación de la viscosidad de los fluidos. Claramente, la eficiencia de barrido total es objeto tanto del EOR como del IOR; ambas con un objetivo claro: incrementar el factor de eficiencia de los campos.

Enfoque del EOR > Enfoque del IOR

1 Ii

RF= Eficiencia del x Eficiencia Volumétrica x Drene x Flujo fraccional de agua Desplazamiento de Barrido Microscópico

1 -' krrIrr(M,.,, + )+O r Iírr + rr(M +rr)+ur, WCUT

IJ

Habilidad del proceso 1 Grado en que el fluido Volumen de roca Restricciones físicas y de recuperación para j inyectado desplaza el contactado por los comerciales que

desplazar aceite aceite de la roca a j pozos (separación le afectan la vida del desde los poros. través del pozo. i por sellamiento de campo (le límite de

fallas etc) manejo cíe agua)

Figura 3.10. Enfoque del 10k y del E0R9 r 0 r 11

Izgec, 2012.

' °Zeinijahrom, 2011.

" Rifaat, 2010.

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4. IOR-EOR vs otras alternativas.

Existen diversas actividades para incrementar reservas que pueden, en su momento, contribuir a la plataforma de producción: (i) incorporación de volúmenes nuevos a través de la exploración, (u) delimitación de campos, (iii) desarrollo de campos, (iv) revisiones como resultado de la adquisición y el análisis de nueva información. Así, la tasa de restitución integral de reservas se define como la suma algebraica de las tasas de restitución por incorporación, por delimitación, por desarrollo y por revisiones, en donde el denominador de todas estas es la producción acumulada del año en análisis:

TR integrai Incorporación ± Delimitación ± Desarrollo ± Revisiones

Producción loo

En este capítulo se discuten los volúmenes potenciales que puedan contribuir a la restitución de reservas (y eventualmente a la plataforma de producción), accesibles a través de alternativas que incluyen grandes recursos prospectivos, como la exploración en aguas profundas y la explotación de recursos no convencionales como lutitas, esquistos o pizarras aceitíferas o gasíferas conocidos como shale oil y shale gas, para posteriormente compararlos con los volúmenes recuperables a través del IOR-EOR.

El objetivo es enfatizar en el gran potencial con el que cuenta nuestro país para incrementar la producción y las reservas de hidrocarburos a través de métodos y técnicas de Recuperación Avanzada y Mejorada (IOR-EOR) aplicables durante las actividades (iii) y (iv) mencionadas arriba.

Algunas consideraciones iniciales y muy importantes que debemos tener en cuenta son 7 :

• La industria petrolera no puede garantizar nuevos grandes descubrimientos.

• Los nuevos descubrimientos se encuentran costa afuera, en aguas profundas o en áreas de difícil acceso para producir los hidrocarburos.

• Producir recursos nos convencionales es más caro que producir de los campos existentes mediante métodos de recuperación mejorada.

• Las tecnologías para el EOR está probada en muchas partes del mundo.

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IOR-EOR

4.1 Incorporación de reservas a través de la Exploración Costa Afuera (énfasis en aguas profundas).

México cuenta con recursos prospectivos muy interesantes en costa afuera. Se estima que el potencial es del orden de 43 mii millones de barriles de petróleo crudo equivalente (aproximadamente 15 mmmbpce en aguas someras y 28 mmmbpce en aguas profundas) 3 . Esto sin duda son excelentes noticias, y efectivamente la exploración en el Golfo de México tanto en aguas someras como profundas ha arrojado algunos descubrimientos dignos de mencionar. Sin embargo, excluyendo los campos super-gigantes de los proyectos Cantarell y KMZ, los volúmenes de los nuevos descubrimientos tienen un orden de magnitud menor a los volúmenes ya existentes y disponibles para IOR-EOR.

Para realizar el comparativo se describe un análisis de la actividad exploratoria en costa afuera en los Estados Unidos. La Figura 4.1 presenta la distribución de los descubrimientos en la zona de exclusividad estadounidense en el Golfo de México 12 . El análisis incluye 1,292 descubrimientos comerciales que lograron incorporar reserva probada. Excluyendo los campos gigantes y supe-gigantes (anomalías estadísticas), esta distribución puede darnos una idea del orden de magnitud de los descubrimientos esperados en nuestro país en las siguientes décadas.

E.E.U.U. 200 -

o 157 151 153 151 156 o. E 150 1

u ioo 80 76

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Reservas Originales (mmbpce)

Figura 4.1. Dispersión de volúmenes de campos costa afuera en la zona estadounidense del Golfo de México 12 .

12 BOEM, 2014.

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IOR-EOR

Se puede observar en la Tabla 4.1, que el tamaño promedio de incorporación de reservas probadas por estos descubrimientos es de 44 mmbpce, con una mediana de 10 mmbpce (esto se debe a que el 13% de estas reservas se encuentran en los 9 campos de mayor tamaño). La Figura 4.2 presenta la misma información de forma porcentual.

Concepto (mmbpce)

Costa afuera EE.UU.

Total 56,155 Mediana 10

Media 44 Tabla 4.1. Parámetros estadísticos de la dispersión de campos costa afuera en la zona estadounidense del Golfo de México.

E.E.U.U. 30%

o o. E

20%

1212 12 12 12

1 10

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Figura 4.2. Distribución de volúmenes originales en porcentaje de campos costa afuera en la zona estadounidense del Golfo de México 12

Un análisis similar, para las mismas zonas comerciales, a escala de yacimiento se presenta en la Figura 4.3. En este caso se consideran 2,334 yacimientos con una columna de aceite saturado y una capa de gas asociada.

20


IOR-EOR

E.E.U.U.

u 30% o

20% 16 17

:01 :L' 42,° . 1 E - N Co LO

0 0 0 40 - - 04 40 CD Q 0 04 0 4004 40 40 (0 40 04 LO LO O - (0 40 04 ('1

E

o - 40 O O O O O O O O O O

o

40 - 04 LO 04 LO LO '-4 (0 40 04 O o o - 0 0


Figura 4.3. Distribución de volúmenes originales en porcentaje de yacimientos costa afuera en la zona estadounidense del Golfo de México 12 .

Aunque actualmente no se han incorporado reservas probadas de aceite en las aguas profundas del lado mexicano del Golfo de México, los esfuerzos exploratorios tarde o temprano se verán reflejados como reserva probada. Sin embargo, la información señala que la incorporación de reservas probadas derivada de los descubrimientos esperados producto de la actividad exploratoria futura estará en ese orden de magnitud, es decir, decenas de millones de barriles de pce. Así, no es de sorprender que los descubrimientos más recientes en las aguas profundas del lado mexicano, desde el punto de vista de volumen original, son comparables con la media observada del lado estadounidense; por lo que, similarmente, la media de las reservas probadas a incorporar promedio, por campo, en un futuro serán presumiblemente de ese mismo orden (rs.i50 mmbpce).

Lo anterior implica que para incorporar el equivalente al total de la reserva 1P del país se requerirían cerca de 250 pozos comercialmente exitosos en aguas profundas. Si consideramos que el promedio de éxito en la actividad exploratoria es de 20-30%, implica que se tendrían que perforar más de mil pozos exploratorios y, a ésos, agregar otros tantos miles para el desarrollo de los campos descubiertos y que sean económicamente rentables, como ha sucedido en los Estados Unidos.

Los altos precios del petróleo han tenido su efecto en el mercado y por supuesto en el sector de suministros. La perforación de un pozo en aguas profundas actualmente representa costos que oscilan entre 500,000 dólares americanos diarios (USD/d) y poco menos de un millón USD/d;

21


IOR-EOR

así, un pozo que se perfora en 200 días puede costar hasta 200 millones de dólares.

Adicionalmente, la perforación de pozos exploratorios en aguas profundas y ultra-profundas tiene implicaciones importantes, como en cualquier trabajo exploratorio, en donde se debe tomar cuantificar la probabilidad de éxito geológico y posteriormente la probabilidad de éxito comercial. Esto significa que una fracción pequeña de los recursos prospectivos identificados podrá incorporarse como reservas, y eventualmente verse reflejados en producción.

Para enfatizar en el orden de magnitud de los descubrimientos en aguas profundas, la tabla 4.3 describe los principales descubrimientos durante el año 2014 en distintas partes del mundo. De nuevo, como puede observarse, los volúmenes de estos grandes descubrimientos mundiales son del orden de magnitud de cientos de millones de barriles. Cabe insistir en que solo una fracción de estos volúmenes se convertirán en reserva probaba y eventualmente producción.

Es importante resaltar que no se encuentra dentro de los objetivos de este trabajo sugerir que los esfuerzos exploratorios en aguas profundas en nuestro país deban reducirse. Como se menciona al inicio de esta sección, los volúmenes prospectivos son de grandes dimensiones y deben ser evaluados. Los campos mexicanos Trión, Supremus, Exploratus y Maximino son prueba fehaciente de que los descubrimientos tienen gran potencial, y en un futuro muy cercano veremos algunos volúmenes de estos campos reportados como reserva 1P; pero tomará varias décadas para incorporar miles de millones de barriles de pce como reserva probada y producción en el orden de magnitud de cientos de miles de barriles diarios, para que su contribución a la plataforma de producción nacional sea relevante.

22


IOR-EOR

Angola Orca 990 Aceite 403

China Lingshui 17-2 1450 Gas 352

Senegal SNE 1100 Aceite 330

EE.UU. Anchor (GC 807) 1580 Aceite 300

E.E.U.U. Guadalupe (KC 10) 1209 Aceite 300

Tanzania Piri 2360 Gas 282

Colombia Orca 674 Gas 264

Mauritania Frégate 1627 Aceite, Gas y Cond. 250

Senegal FAN 1427 Aceite 240

Angola Bicuar 1560 Aceite, Gas y Cond. 194

Gabon Leopard 2114 Gas 176

China Lingshut 25-1 975 Gas 176

Tanzania Taachui 609 Gas 176

EE.UU. Leon (KC 642) 1867 Aceite 150

Tanzania Giligiliani 2500 Gas 141

México Exploratus 2500 Aceite y gas 125

Indonesia Merakes 1372 Gas 114

Tanzania Kamba 1379 Gas 114

Angola Ochigufu 1337 Aceite 105

Costa de Marfil Saphir 2300 Aceite 100

Brasil Pitu 1733 Aceite 100

E.E.U.U. Rydberg (MC 525) 2273 1 Aceite 100

Tabla 4.3. Grandes descubrimientos en agua profundas en el mundo 13

42 Incorporación de reservas a través de la Exploración y Desarrollo de los recursos no convencionales.

Similarmente México cuenta con recursos prospectivos no convencionales aparentemente vastos. Se estima que el potencial es del orden de 60 mii millones de barriles de petróleo crudo equivalente (32 mmmbls en aceite y 28 mmmbpce de gas). Las estimaciones de la agencia que administra la información energética (ETA, por sus siglas en inglés) del Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE) consideran un potencial de recursos técnicos recuperables del orden de 13 mmmbls y 545 mmmmpc para aceite y gas, respectivamente. La Figura 4.4 describe los países con mayores recursos no convencionales de aceite y gas de acuerdo a la ETA. México se encuentra en el octavo lugar en aceite y sexto lugar en gas en recursos técnicamente recuperables. Sólo una fracción muy pequeña de estos volúmenes ha sido certificada como reserva.

13 Wood MacKenzie, 2014.

23


IOR-EOR

Países con los mayores recursos recuperables de

Shale Oil (mmmb)

Rusia

E. E. U.U.

China

Argentina

Libia

Australia

Venzuela

México

Canadá

Pakistan

0 10 20 30 40 50 60 70 80

Países con los mayores recursos recuperables de

Shale Gas (mmm m pc)

China

Argentina

Alergia

EEUU

Canadá

México

Australia

Sudáfrica

Rusia

Brasil

0 200 400 600 800 1000 1200

Figura 4.4. (a) Países con los mayores recursos de Shale Oil y (b) Países con los mayores recursos de Shale Gas.

Independientemente de la estimación que se considere, es claro que México cuenta recursos vastos, principalmente en la cuenca de Tampico-Misantla, donde la formación Pimienta y, en algunos casos también, la formación Agua Nueva tienen un potencial envidiable, acumulando 24.3v/o de los recursos prospectivos del país. De nuevo, estas son excelentes noticias para nuestro país, ya que los recursos no convencionales, específicamente para el caso del gas, representan la autosuficiencia de este energético.

Es importante señalar que el shale gas es gas natural (metano más etano más fracciones menores otros alcanos), con la diferencia de encontrarse almacenado en la misma roca fuente (típicamente rocas lutitas). Como referencia se puede decir que las arenas tienen una permeabilidad del orden de darcies; iDarcy z lOe-12 m 2 ); las areniscas menos permeables

24


IOR-EOR

tienen un rango entre 0.1 y 1 mD; sin embargo, las lutitas en donde reside el shale gas puede tener permeabilidades mucho menores a 0.001 mD, y en algunos casos de nanoDarcies. Los pozos en este tipo de formaciones normalmente tienen buena producción pero sufren una reducción en su producción entre 30 y 90% en el primer año para después pasar a una etapa estable de gastos bajos, y los parámetros para caracterizarlas son muy complejos; en realidad, muy pocos laboratorios en el mundo pueden medir de forma adecuada la permeabilidad de las lutitas.

Los únicos países que han logrado explotar de forma exitosa los recursos no convencionales son los Estado Unidos y, en menor medida, Argentina y Canadá. Este tipo de proyectos son sumamente intensivos en capital, administración de suministros y recursos humanos; y dos han sido los factores tecnológicos clave para su explotación exitosa: el fracturamiento hidráulico y la perforación horizontal. Si bien México cuenta con experiencia en estos dos rubros, el fracturamiento hidráulico multi-etapas en pozos horizontales en rocas arcillosas es incipiente, además que como país estamos aprendiendo a gestionar este tipo de proyectos en donde sólo pocos países lo han logrado.

Adicionalmente, el desarrollo de recursos no convencionales en México implicará la perforación de miles de pozos para llegar a niveles de producción comparables con la de esos países; y eventualmente tener niveles de tasas de restitución de reservas que contribuyan a la reserva 113 . Cabe mencionar que al día de hoy el país cuenta con menos de 1 millón de barriles de aceite de reserva probada de aceite en recursos no convencionales, provenientes del campo Anhélido.

La infraestructura superficial necesaria para el desarrollo masivo de estos recursos será de dimensiones nunca antes vistas en los tiempos tan cortos que demandan estos proyectos para ser rentables.

Nuevamente, esta discusión no busca sugerir de la menor forma que los esfuerzos en recursos no convencionales en nuestro país deban reducirse. En mayor medida que el caso de aguas profundas, los volúmenes prospectivos son inmensos y deben ser desarrollados. Los resultados de los últimos dos años demuestran el potencial tangible tanto en aceite (pozo Anhélido), como en gas (pozos Céfiro y Tangram), y sin duda lo veremos reflejado en producciones importantes, pero tomará varias década y el esfuerzo combinado de múltiples compañías para que las reservas y la producción sean una realidad en la escala requerida (cientos de miles de barriles diarios).

25


IOR-EOR

4.3 Casos de éxito de IOR-EOR

Se describen cuatro ejemplos internacionales de campos emblemáticos: Duri en Indonesia, Ekofisk en Noruega, Prudhoe Bay en Alaska y Yates en EUA de la aplicación exitosa del IOR-EOR en el mundo, en donde se han incorporado reservas (materializadas en producción), alcanzado volúmenes que hubiese sido imposible obtener a través de técnicas t ra di ci o n a les.

Figura 4.5. Contribución del IOR-EOR al factor de recuperación total de cuatro campos emblemáticos.

Como se muestra en la Figura 4.5, la incorporación de producción por técnicas de EOR de los yacimientos en este estudio es mayor al 50% del factor de recuperación total. Destaca el caso de Prudhoe Bay, en el cual tuvieron que recurrir a estas técnicas desde el comienzo de la explotación del campo.

La razón del autor de presentar estos casos emblemáticos en la historia del EOR, tiene dos objetivos: demostrar que el IOR-EOR es una realidad probada y que los volúmenes recuperables son de magnitudes mundiales, y que el IOR-EOR tiene gran versatilidad para la variedad en la densidad del aceite de los diversos campos del mundo, desde ligero (36 °API) hasta pesado (20 °API).

La correcta selección del método de EOR para un yacimiento en particular puede aportar grades beneficios a la producción.

'1:


IOR-EOR

Duri 70 51 51 53 60 Ekofisk 36 4 18 37 31 41 49

Prudhoe Bay 27.9 0 0 31 52 31 52 Yates 31 50 13 36 23 86 36

Tabla 4.3.Incremento en el FR por EOR para los yacimientos Sihapas (Duri), Tor-Ekofisk (Ekofisk), Ivishak (Prudhoe Bay), y San Andrés (Yates). 14

4.3.1 Duri

Este campo se ubica en la Cuenca Central de Sumatra en Indonesia. Tiene un volumen original aproximado de 6,280 millones de barriles con aceite de densidad de 20 °API almacenado en roca silisiclástica, el yacimiento principal es Sihapas.

DURI 1955:

lOBO proctuced

PRE-STEAMFLOOD RECOVERY FACTOR: 8-11%

3 50, 000

300,000

250,000

.2 200,000

o

2 150,000

o 9) 100,000 cn (5

50,000

o 1955

1985 ar9e-scIe

1967 Steanofloodirq

cyclic uced

steam ir,jeCtion inifiated 1975

pilot steamflood

project

POST-STEAMFLOOD RECOVERV FACTOR

50-80%

1965 1975 1985 1995 2005

Year

Figura 4.6. Recuperación incremental por inyección continua de vapor en el yacimiento Sihapas del campo Duri 14 .

Inició su explotación en el año 1958 y durante dos años se aprovechó la recuperación primaria compuesta por el empuje débil de un acuífero y la expansión de un casquete de gas alcanzado un factor de recuperación de 9% En los años 60s y 70s se probaron distintas técnicas de EOR, de las cuales sobresalió la inyección de vapor. Posteriormente, en 1985 se inició la inyección continua de vapor a gran escala y durante 51 años más (hasta

' Información de la base de datos de C&C DAKS, 2014.

27


400,000 Deneloping Decline

1971-75 1979-87 Rejavenation 1988-99

350,000 Peo

platean 1976-78

Q. 300,000 --OIL RATE o —s

w 250,000 WATER CUT

IX 200,000

o

150,000

o IL

100,000 1975

•15 Gas

/ injectiOn 1987

50,000 started Water

injection

/ started

120 Secondary

decline 2007-09

105

90

75 Secondary

plateau 2000-06 '7 60

30

45

15

1997-98 New

surface facility

IOR-EOR

2011) se obtuvo un factor de recuperación adicional de 51%. Es decir en 53 años de producción, el proceso de EOR aportó el 85% del aceite recuperado.

La Figura 4.6 presenta el histórico de gasto de producción del campo Duri. Destacan el piloto de inyección de vapor de 1975, y la masificación de la inyección de gas en 1985. Se puede observar que en el periodo 1985 a 1995 el ritmo de producción de aceite creció de forma inimaginable, llegando a producir 300,000 barriles por día de aceite de 20 °API, para una acumulada de 1,000 millones de barriles.

4.3.2 Ekofisk

Ubicado en costa afuera en el Mar del Norte, tiene un volumen original de cerca de 7,000 millones de barriles con aceite de densidad de 36 °API almacenado en un yacimiento de calizas y arcillas fracturadas, el yacimiento principal esTor. Inició su explotación en 1971 y durante cuatro años se tuvo la recuperación primaria por la expansión del gas disuelto en el aceite alcanzando un factor de recuperación de 18%. En 1975 se inició la re-inyección del gas producido en la parte superior de la estructura. Posteriormente, 1987 se inició la inyección continua de agua y durante 37 años más (hasta 2012) se obtuvo un factor de recuperación adicional de 31%. Es decir en 41 años de producción, el proceso de EOR aportó el 63% del aceite recuperado.

EKOFISK

o

01 01 01 01 01 01 01 01 01 01 CI 01 CI CI

01 - CI Ci N CI 01 C O O O CI O O O O O

CI CI CI CI CI

O

Yea r

28


IOR-EOR

Figura. 4.7. Recuperación incremental por inyección continua de gas y agua en el del campo Ekoflsk 14 .

La Figura 4.7 presenta el histórico de gasto de producción del campo Ekofisk. Destacan el proceso de inyección de gas, en donde el gasto de producción de aceite incremento de cerca de 40,000 bpd a 270,000 bpd; y el proceso de inyección de agua iniciado en 1987, en donde el gasto de producción se logra incrementar de 90,000 bpd a 300,000 bpd.

4.3.3 Prudhoe Bay

Este campo de encuentra al norte de Alaska. Tiene un volumen original de 25,000 millones de barriles con aceite de densidad de 27.9 °API. El yacimiento principal es Ivishak. Inició su explotación en 1977 mediante los mecanismos de recuperación primaria de la expansión del casquete de gas asociado y el drene gravitacional. Sin embargo, desde un inicio, se inyectó gas de forma miscible y agua durante 31 años (hasta 2008) y se obtuvo un factor de recuperación adicional de 52%. Es decir en 31 años de producción, el proceso de EOR aportó el 100% del aceite recuperado.

A •100

1.600.000 90

80 1.400000

70 1,200.000

CL 60

o 1,000,000

50 , 800,000

-40

600,000 30

400,000 20

200,000 lo

Y 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007

Year

--

__________

/

29

Espeoalidad: Ingeniería Petrolera

DEVELOPING 1977-79

1,600,000 E PLATEAU 1980-88

1,400,000

1,200,000

o 1,000,000

1984

800,000 Large-scale water and

.2 miscible

u WAG

600,000 injection begins

o 1 • / = 400,000 1977

Field comes Onstream and gas 1986

200,000 re-injection Gas beguns c ycling

begins

MATURE 2007-

- 100

90

80

70

60

2002 1

\ Gas cap

1 50 fl

water injection begins

40 o begins

30

Late 1990$ 20

Horizontal sidetrack miscible

10 nj ection begins

PRUDHOE BAY

DECLINE: 1989-2006

-*-Water-cut

-4-0il Rate

IOR-EOR

O - - J O 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007

Vear

Figura. 4.8. Recuperación incremental por inyección de agua y gas en el campo Prudhoe Bay 14 .

La Figura 4.8 presenta el histórico de gasto de producción del campo Prudhoe Bay. Este campo es un ejemplo de la aplicación del EOR desde el inicio de la producción, alcanzando gastos de producción de 1,600,000 bpd. Destaca el gran reto del manejo de agua. Se puede observar que aproximadamente en 1987, cuando el campo producía 400,000 bpd, ya tenía un flujo fraccional de agua del 20%, y diez años después el campo ya producía 1,000,000 bpd con flujo fracciona! superior al 50%. Al día de hoy el campo tiene flujos fraccionales superiores al 80%.

4.3.4 Yates

Ubicado al Oeste de Texas, E.E.U.U. el campo Yates fue descubierto en 1926. Con un volumen original de 5,000 millones de barriles con aceite de densidad de 31 °API, su producción primaria comenzó en 1926 se debió a dos mecanismos: expansión de un acuífero en la parte inferior y de un casquete de gas en la parte superior. A partir de 1976 se utilizaron diversas técnicas para mejorar la recuperación de aceite como la perforación de pozos de relleno, la perforación horizontal, la inyección de vapor, la inyección de polímeros y surfactantes, con lo que se obtuvo un factor de recuperación adicional de 23%. Es decir en 86 años de producción, el proceso de EOR aportó el 65% del aceite recuperado.

30


IOR-EOR

1926 YATES FiIddicoverod 6nd 1979

1993, N2 injectod into 905 cop at 30

pct os prodoction Started MMCFGPD; incr0008d tI 90 MMCFGPD it 1195

140,000 wator 100 —— OiI Rate injection

piot .* 1998: Started Water-cut Iorfractent injection 90

120,000 ( PrOJOCt no litar 1976 ¡ wottobility. Starttd

0 1 Field anitoaed with Merothon f wltereoport 80 ca 1926-31 asOporatOr and field-wide (dowatoring) to

w&s gOl ,njecton comrnencod 100,0o0 79

tobing ¡ 1983-89 1998-2002

¡ Pttern Thnrrnally-acsisted 60 80000 fi..d

gralitO egrOg0t,On 1968-72 plot

4 side 50 2 Two-third. /

1986-96, 2 60,000 19401 of wellS Enhancod ro-casod gas 40

den,ond ::: J

30 40,000

4Ic005t0 >r

20,000

000

::

hundreds rfractant

o

Year

DEVELOPING PEAK DECLINE MATURE REJUVENATION DECLINE MATURE,

1927-28 1929 1930-41 1942-61 1962-78 1985-2002 2003-12

Figura. 4.9. Recuperación incremental por la perforación de pozos de relleno, la perforación horizontal, la inyección de vapor, la inyección de

polímeros, surfactantes y CO2 en el campo Yates 14 .

La Figura 4.9 presenta el histórico de gasto de producción del campo Yates. Este campo es quizás el ejemplo más emblemático de la aplicación del IOR-EOR, ya que a este campo se le ha hecho prácticamente todo, desde pozos de relleno o intermedios, aplicaciones de tecnología de terminación (las llamadas "colas de Yates"), utilizando diversos métodos de recuperación mejorada.

4.4 Comparativo de costos.

Adicionalmente a los comparativos previos, se debe poner énfasis en que la decisión de qué proyecto se debe ejecutar debe estar regida por una decisión económica, la cual típicamente está asociada al costo de producción de un barril. Es un hecho que uno de los factores más importantes para determinar la mejor alternativa tiene que ver con sus costos de descubrimiento, de desarrollo y de producción.

La Figura 4.10 señala el rango de costos de producción para diferentes categorías de proyecto en México. Es evidente que los costos de producción de los proyectos en aguas someras en México son muy competitivos (hasta 3.61 dls/bpce) esto gracias a la gran productividad de nuestros grandes campos como Akal, Ku, Maloob y Zaap; sin embargo, conforme los campos se van haciendo maduros, los costos de producción

31

Especialidad: In9eniería Petrolera

IOR-EOR

comienzan a incrementar y podemos ver proyectos en aguas someras que pueden alcanzar los 30 dls/bpce.

Una lectura simular se puede hacer de los proyectos terrestres convencionales, en donde el rango de precios oscila entre 5.8 y 24 dls/bpce. Por otro lado, se puede ver que los proyectos de aceite pesado y Chicontepec tienen costos de producción que pueden alcanzar 22 y 75 dls/bpce.

Costo de producción por categoría en México (dts/bpce)

80 70

i-10% - 90% de la 60 muestra 50

.o 40 30 - 25% 75% de la 20 T T

T muestra

10 LI

VI )OO C) VIlO

ffl fi- .

II)> LI Mediana

o -=

Figura 4.10. Comparativo de costos de diferentes alternativas para la incorporación de reservas en Méxic0 3 .

Para tener el contexto internacional, la Figura 4.11 muestra los costos por barril de operación y de capital diferentes categorías en el mundo.

32


IOR-EOR

OPEX de producción por categoría (dls/bpce)

40

35

30 u . 25

.. 20

15

10

5

(.)

c u) u) ..-.

00 Lt)

00

-

en

40

35

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u . 25

.20

15

10

5

O

Figura 4.11. Comparativo de costos de OPEX y CAPEX diferentes alternativas para la incorporación de reservas en el mundo 13 .

Se puede observar que los costos por barril de aguas profundas y ultra-profundas son altos, así como los costos para proyectos de aceite pesado en aguas someras.

Así, algunos proyectos de EOR serán más competitivos que algunos de los proyectos actuales. Es importante enfatizar en que los proyectos de EOR por su naturaleza tienden a ser más costosos que los proyectos de aceite convencional, sin embargo, éstos deben ser analizados en un ambiente de cartera de proyectos, de tal forma que los más competitivos encuentren un sitio adecuado en el orden de mérito establecido por la empresa operadora.

4.5 IOR-EOR como una opción de bajo riesgo y de compatibilidad con otros proyectos

33


IOR-EOR

Uno de los principales mensajes que el autor quisiera transmitir en este trabajo es el relacionado con seleccionar la mejor opción para nuestro país, dentro de las alternativas arriba mencionadas, considerando un análisis técnico, económico, ambiental y estratégico.

Sin duda los tipos proyectos de las alternativas discutidas arriba deben competir en un ambiente de portafolio. Como se mencionó arriba los análisis deben considerar el barril más económico, pero incluyendo aspectos adicionales como: posibles retrasos en la primera producción, beneficio total esperado, tiempo de construcción de infraestructura de producción, externalidades negativas como contribución al cambio climático, y sinergias con otros proyectos.

Dentro de las ventajas del EOR, por ejemplo, es que los gases producto de procesos industriales, como el CO2, es un método de recuperación muy efectivo tanto en siliciclásticos como carbonatos, presentando una ventaja adicional como es el caso de poder establecer sinergias con proyectos de captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS, por sus siglas en inglés), contribuyendo a la captura y almacenamiento de este gas de efecto de invernadero, obteniendo un doble beneficio: el relacionado con el cambio climático y el de la recuperación adicional de petróleo por la inyección de este gas.

Por otro lado, es importante poner énfasis en que las alternativas discutidas arriba tienen diferente riesgo geológico y comercial. El riesgo geológico en un proyecto de EOR es muy bajo comparado con los proyectos exploratorios. Los volúmenes a recuperar, son volúmenes ya descu biertos.

34


IOR-EOR

S. METODOLOGÍA PARA SELECCIÓN DE CANDIDATOS

En este capítulo se presenta una metodología de reciente creación resultado de la combinación de dos enfoques distintos: (i) la aplicación combinada de metodologías clásicas para la selección del método de EOR más adecuado para los yacimientos de un campo, utilizando las variables típicas para describir un sistema roca-fluido; y ( u) a través del diseño matemático de un modelo para la aplicación de múltiples herramientas de minería de datos: (a) modelos lineales, (b) árboles de decisión, (c) análisis de clústeres y (d) probabilidad condicional utilizando el teorema de Bayes. Similarmente, se utilizan las variables consideradas en los enfoques tradicionales. Esta metodología permite identificar las mejores técnicas de EOR, y priorizar los yacimientos y campos con base en su potencial de volúmenes recuperables.

Es importante mencionar que esta metodología es aplicable para cualquier cartera de proyectos, no sólo de México, sino cualquier subgrupo de los campos mexicanos, grupos de mayor escala como los proyectos de todo el mundo.

5.1 Métodos para escrutinio para la selección del EOR.

Es imprescindible identificar el proceso más adecuado para cada yacimiento, pues de esto depende la eficiencia de recuperación e aceite del mismo.

Existen diversos métodos para seleccionar un proceso de EOR: el convencional, el cual se basa en la comparación de las propiedades promedio de los yacimientos con casos de éxito para los diferentes métodos, el geológico, el cual se basa en la heterogeneidad y conectividad del yacimiento y otras propiedades geológicas que ayudan a reducir el riesgo para correlacionar yacimientos, y los métodos avanzados.

5.1.1 Método Convencional15

Estos criterios de escrutinio han sido utilizados por muchos años para la selección del mejor método de EOR para un candidato dado. Carcoana

15 Alvarado, 2010.

35


IOR-EOR

(1992) presentó el primer artículo clásico para la selección del mejor método de EOR utilizando las características principales del sistema roca-fluido. En la literatura se encuentran ejemplos muy completos como el de Taber (1997), Green y Willhite (1998), Turta y Singhal (2001), respecto a software, se encuentran PRIze, el cual utiliza una estrategia de una tabla de consulta y Sword el cual mejora dicha consulta con la asignación de indicadores entre O y 1 para jerarquizar los métodos de EOR. Mientras que PRIZE fue desarrollado en Alberta, Sword fue desarrollado en Noruega, por lo que las tablas de consulta contienen consideraciones de expertos en petróleo pesado en el primer caso y aceite ligero en el segundo.

Para que estos métodos sean útiles, se debe contar con una base de datos amplia y de contenido diverso, así como conocer los detalles de los casos de éxito para discernir entre varios métodos que pueden aplicarse. Para lo anterior se utilizan gráficos cruzados y de tipo radar comparando propiedades como la densidad, viscosidad, temperatura, porosidad, permeabilidad y profundidad.

5.1.2 Método Geológico 15

Es poco común que durante el escrutinio convencional se comparen características más específicas del yacimiento como la litología e indicadores de heterogeneidad. Es importante identificar los aspectos geológicos críticos durante el proceso de escrutinio, así como para la detección de yacimientos análogos.

Este método contribuye a que el análogo propuesto satisfaga los criterios de la SEC o la SPE para la incorporación de reservas a través de un método de EOR, y por lo tanto la aceptación del proyecto para comenzar con los experimentos.

Las propiedades geológicas que comúnmente se comparan son: el tipo de trampa, el ambiente de depósito, la era geológica, la litología, el tipo de estructura, y diagénesis; así como los coeficientes de Dykstra-Parsons (DP). Se tienen muchos ejemplos en la literatura de este método aunque en su mayoría para formaciones silisiclásticas, Caers (2000), Cokinos (2004), Henson (2001), Kanp (1999) y Marique (2007) y muy pocos para carbonatos como AMan y Sun (2003).

36

Especialidad; Ingeniería Petrolera

IOR-EOR

5.1.3 Métodos Avanzados' 5

Estos métodos consisten en estrategias de minería robusta de datos y técnicas de inteligencia artificial que consideran combinaciones simultáneas de muchas propiedades.

Ejemplos de literatura de técnicas de inteligencia artificial como redes neuronales, lógica difusa y sistemas expertos son: Abdulraheem (2009), Alegre (1993), Ah (1994), Allain (1992), Balch (2000), Hamada (2009), Hutchin (1996), Mohaghegh (2000), Peden (1991) y Weiss (2000).

La minería de datos simphifica la representación de las experiencias internacionales en una base de datos clasificada que se representa como un mapa de clústeres en 2 - D denominado "mapas expertos". Se realiza un análisis estadístico para identificar la importancia de las variables en términos de cómo influencian a los clústeres. Se obtiene un número reducido de variables que representan valores promedio de cada yacimiento y se utilizan para calificar los métodos de EOR. Posteriormente, se recurre a otra base de datos con la información de los métodos con mejor calificación para su aplicación en el candidato.

La tabla 5.1 presenta un resumen de los tipos de métodos que existen en la literatura. Se incluye la metodología híbrida utilizada para este trabajo.

gráficas cruzadas y de Carcoana 1992 tipo radar comparando

Literatura Taber 1997

propiedades corno la G reen y W III hite 1998 densidad, viscosidad, temperatura, porosidad, Turta y Singhal 2001

permeabilidad Y PRIze Canadá 2007 profundidad Software

Sword, Noruega 2007

tipo de trampa, el Kanp 1999 ambiente de deposito,

Caers 2000 era geológica, la lla litología, el tipo de

Literatura Henson 2001

estructura, y Coki nos 2004 diagenesis; asi como

2007 los coeficientes cje

É=n Dykstra-Parsons (DP)

2003 Peden 1991 Allain 1992

minería robusta de Alegre 1993 datos y técnicas de Al¡ 1994 inteligencia artificial

Hutchin 1996 como redes Literatura

neuronaies, lógica Balch 2000

difusa y sistemas Mohaghegh 2000 expertos Weiss 2000

Abdulraheem 2009 Hamada 2009

Convencional + Software SelectEOR Canadá 2011 Geológico EORgui, Reino Unido 2014

Convencional + Literatura

Rangel-German et 2012

Geológico + Avanzado al.

37


IOR-EOR

Tabla 5.1 Métodos de escrutinio para selección del método de E0R 15 .

5.2 Metodología híbrida 16

Esta metodología permite identificar las mejores oportunidades de los métodos de EOR para clasificar los proyectos de acuerdo a criterios técnicos, estadísticos y económicos dentro de una cartera de proyectos y programarlos para su óptima ejecución y de esta manera aumentar las reservas rápidamente.

Como se observa en la Figura 5.1, el flujo de trabajo se puede dividir en dos etapas principales: En primer lugar, se aplican varios criterios técnicos ampliamente utilizados para identificar las mejores oportunidades. La segunda etapa incluye el análisis de los casos exitosos de la base de datos del O&GJ (2010) a través de herramientas estadísticas avanzadas para explicar la información del conjuntos de datos, estableciendo modelos estadísticos para probar los candidatos desarrollados en la primera etapa.

-

6 Rangel-Germán, 2012.

[gI:]


IOR-EOR

5.2.1 Rangos de aplicabilidad con base en los criterios clásicos de escrutinio.

Este anIisis considera, en la primera etapa, los criterios de selección de Taber (1996), Carcoana (1992), Chierici (1995) y Dickson (2010). Los criterios de selección establecidos por estos autores incorporan las propiedades del aceite tales como gravedad API y la viscosidad, y características del yacimiento, tales como saturación de aceite, tipo de formación, permeabilidad promedio, profundidad del yacimiento y temperatura, entre otros. Para cada una de las variables de selección se realiza el análisis para conocer el consenso o discrepancia entre los criterios clásicos. La Figura 5.2 (a, b y c) presenta los resultados para el caso de los grados API, viscosidad y profundidad.

1?]

EspeciaIidd: Ingeniería Petrolera

IOR-EOR

Figura 5.2. Consenso y discrepancia entre los criterios clásicos de escrutinio para las variables a) densidad en grados API, b) viscosidad y c) profundidad' 6 .

Posteriormente, se realiza para todas las combinaciones relevantes posibles, para posteriormente graficar los candidatos (yacimientos) a través de sus características. En la Figura 5.3 se incluyen los principales yacimientos de México, diferenciando entre formaciones siliciclásticas o carbonatadas, y entre fluidos de diferente densidad. Este análisis permite identificar no sólo los candidatos más adecuados para un método de EOR, sino el "margen de certidumbre" en su aplicación. Un candidato que está alejado de los límites de las áreas identificadas tiene una mayor probabilidad de éxito que uno que se encuentra cercano a alguno de los límites.

¡ 1

1(X)

u

x 1 1 s

•ÁM. • £ • 1 la

11

xs xlp £

X ()( ••I4 X

0.01

U' 100 4ft)0 W. OVO 1(U)

D,pth,m

-

Figura 5.3. Límites de aplicación de los métodos EOR basados en los criterios consolidados de los autores' 6 .

40

Especiatidad: Ingeniería Petrolera

IOR-EOR

En la segunda etapa, los cuatro modelos estadísticos son, Regresión Logística, Arbol de Decisiones, Identificación de Clústeres y, Estimación Bayesiana. Sobre la base de estos análisis, se obtiene una probabilidad de éxito y una cartera clasificada de proyectos EOR.

5.2.2 Regresión Logística

Los modelos de regresión lineales son típicamente aplicados para predecir y trabajar naturalmente con atributos numéricos. Representan fronteras lineales con un plano (o hiperpiano) que separa los casos en el set de datos. Sin embargo, estos modelos pueden ser utilizados para clasificar también. En particular, se utiliza la regresión lineal para una clasificación donde la frontera de decisión recae donde la probabilidad de predicción es 0.5, y es la variable dependiente del objetivo, la cual toma valores de O y 1 para el fracaso o éxito respectivamente

La Tabla 5.2 muestra los coeficientes de la regresión logística de la base de datos del O&GJ. El tamaño de los coeficientes (a la izquierda) muestra el impacto de cada variable en el objetivo (Ejemplo: cambio en la saturación menos del 15% en cada caso), tomando en cuenta todas las variables del modelo simultáneamente. Del lado derecho, se muestran las posibilidades de relación, las cuales presentan el impacto de cada variable, pero en este caso excluyendo el efecto de las otras variables.

Coefficents Odds Ratios

Variable Class: Si-Sf< 0.15 Variable Class: Si-Sf< 0.15 CO2 0.8170 CO2 2.2637 Steam .0.8170 Steam 0.4418 Carbonates -0.5644 Carbonates 0.5687 Siliciclastics 0.5644 Siliciclastics 1.7585 Porosity -0.0073 Porosity 0.9927 Permeability 0.0007 Permeability 1.0007 Depth -0.0003 Depth 0.9997 API 0.0617 API 1.0637 Viscosity 0.0001 Vtscosity 1.0001 Temperature 0.0728 Temperature 1.0756 Initial Saturation 0.0047 Initial Saturation 1.0047 Interceot -7.1606

Tabla 5.2. Coeficientes de regresión logística' 6

5.2.3 Árboles de Decisión

41


NO(4,1) Yes(i3O)

Formadon J Yes423,1) Yes(3.1) Nø(4,1}

Ves(47,3)

IOR-EOR

Un árbol de decisión es una forma gráfica de representar un grupo de variables independientes en términos de un objetivo o dependientes de una variable. La construcción de un árbol de decisión involucra un algoritmo que separa la información de acuerdo al concepto de entropía máxima, es decir, la forma en que se tenga la mayor separación de la información (la mayor entropía). Este método permite la obtención de árboles de decisión balanceados. La Figura 5.4 muestra un ejemplo de árbol de decisión de la base de datos del O&GJ para 48 proyectos.

g(18,

2)13bIrty

No(3.0)

50m0,' SOmO

YJP

Figura 5.4. Ár bol de decisión de análisis de 48 proyectos de la base de datos del Oil and Gas Journal.

5.2.4 Identificación de Clústeres

La Identificación de Clústeres o Agrupamiento es una donde los individuos se dividen en grupos homogéneos. K es la técnica clásica de agrupación, y consiste en definir un número de clústeres para el modelo, donde los puntos K son elegidos aleatoriamente como agrupaciones centrales. Todos los ejemplos son asignados a sus clústeres más cercanos de acuerdo a la distancia métrica Euclideana, para posteriormente calcular el centroide de los individuos en cada agrupación. Iterativamente, el centroide es recalculado hasta que los mismos ejemplos sean asignados a cada agrupación en rondas consecutivas. La tabla 5.3 muestra un ejemplo para 2 diferentes casos para aplicaciones de agrupación en clústeres utilizando la base de datos del OGJ. En este caso los candidatos son divididos en dos clusters: algunos candidatos para la inyección de CO2

y otros para inyección de vapor.

42


IOR-EOR

Fuli Data

(98)

Cluster 1

(35)

Cluster 2

(63)

Technology Steam CO2 Steam

Formation Siliciclastics Carbonates Sil cid astics

Porosity 26.3 12.1 34.2

Permeability 1,326.7 43.2 2,039.7

Depth 844.8 1,551.3 452.2

API 20.6 34,5 13.0

Visco5ity 2,820.4 2.9 4,385.7

Temperature 42.1 44.5 40.8

Initial Saturation 63.6 52.0 70.0

Tabla 5.3: Agrupación en dos clústeres' 6

5.2.5 Probabilidad Condicionada (Naive Bayes)

Esta técnica se basa en uno de los teoremas fundamentales de la estadística moderna, el teorema de Bayes, el cual define que las variables independientes contribuyen a la dependencia de una igual e independientemente de las otras. Asumir la independencia es una razón fuerte por lo que en la literatura se refieren a esta recopilación de información como Naive Bayes. Como sabemos, en Ciencas de la Tierra, no todas las variables son independientes.

El teorema de Bayes se aplica de tal forma que se busca calcular al probabilidad de éxito dadas las características del sistema roca-fluido (variables utilizadas en el escrutinio) y la tecnología de EOR a estudiar (inyección de vapor, inyección de gas, etc).

Para este caso, el éxito se define como los casos que logran una reducción en la saturación de aceite, y específicamente para los cálculos, se define de que orden debe ser esa reducción (ej: 5%, 10% o 15%). Así, uno establece la ecuación como: calcular la probabilidad de éxito (reducción de saturación de aceite del 15%) dado que el candidato tiene una porosidad, permeabilidad, saturación inicial, temperatura, grados API, profundidad, etc, y si se aplicara el método de inyección de gas.

Pr[(S - Sf ~ 0.15)/Et ] = Pr[Et /(S - Sf ~ 0.15)] * Pr[S - Sf ~ 0.151

Pr[E]

Los resultados de la aplicación de esta técnica se presentan con más detalle en el capítulo 6, donde se utilizan los casos de la base de datos del OG] como entrenamiento de la herramienta y los campos de México como caso de estudio.

43


IOR-EOR

5.3 Comentarios adicionales

Es importante mencionar que las herramientas de minería de datos, son lo que el autor llama métodos "ciegos", es decir, que el software no sabe si está tratando con datos de Biología, Astronomía o Ingeniería Petrolera; es por eso que la revisión de los resultados de cada uno de los métodos es importante. Como validación se puede encontrar que las herramientas arrojen resultados consistentes con el conocimiento general de ingeniería petrolera, como que la porosidad está positivamente correlacionada con la permeabilidad; que los casos de aceite pesados siempre son favorecidos por los métodos de inyección térmica, que los métodos de inyección de vapor no son muy eficientes en grandes espesores, etc. La experiencia y el análisis de los ingenieros encargados de los proyectos de EOR no podrán ser superados por las herramientas de inteligencia artificial, en el futuro cercano

Debido a la complejidad de algunos yacimientos, es necesario incluir criterios especializados relativos a la complejidad del yacimiento, el abastecimiento de fluidos, la madurez de la tecnología, el acceso a tecnología avanzada específica, las limitaciones ambientales, el impacto a las comunidades cercanas, consideraciones legales y la política energética.

Finalmente, se debe realizar un evaluación económica y evaluación de reservas para clasificarlos por los valores presentes netos del yacimiento, tomando en cuenta restricciones presupuestarias y metas de restitución de reservas.

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IOR-EOR

6. POTENCIAL DE MÉXICO

En este capítulo se utiliza como caso de estudio el inventario de los principales yacimientos de los campos más relevantes de México, obteniendo resultados que permiten identificar los mejores candidatos para la aplicación de métodos y técnicas de IOR-EOR, así como priorizarlos con el objetivo de obtener una cartera de proyectos de recuperación avanzada y mejorada.

Es importante conocer la base de la cual se podría diseñar una estrategia de EOR, es decir, los volúmenes disponibles para estos métodos de recuperación. En nuestro país se han descubierto acumulaciones de que suman cerca de 321,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente; 266,000 millones de barriles más 289 billones de pies cúbicos de gas, de los cuales se han producido' cerca de 42,000 millones de barriles de aceite y 74 billones de pies cúbicos de gas en toda su historia. La Figura 6.1 presenta la distribución de del volumen de aceite tanto producido como remanente. Se puede observar que cerca de 224,300 millones de barriles de aceite descubiertos no han sido producidos. Evidentemente una fracción importante de estos volúmenes no pueden ser producidos bajo las condiciones tecnológicas y económicas actuales. Al paso del tiempo la tecnología nos permitirá acceder más y más volúmenes, y hacerlos técnicamente recuperables, para convertirlos en recursos contingentes y, en caso de ser, económicamente rentables, reserva.

Hasta ahora los planes de desarrollo que sustentan las reservas certificadas del país tienen un factor de recuperación promedio del 15% lo que equivale a cerca de 30,000 millones de barriles de aceite como reserva 3P; sin embargo, sólo el 5% del volumen remanente está clasificado como reserva 1P. Esto señala que existen recursos vastos para ser incorporados como reservas y eventualmente contribuir a la plataforma de producción. Es evidente que aún después de varias décadas de despliegue tecnológico y optimización de planes de desarrollo, sólo una fracción de estos 224,300 millones serán producidos.

Lo anterior representa excelentes noticias, ya que los depósitos han sido descubiertos, es decir, el riesgo geológico ha sido considerablemente reducido, y la magnitud de estos recursos no es menor. Este trabajo parte de la premisa conservadora de tratar de acceder inicialmente a sólo 5w/o de estos volúmenes remanentes, esto es, incrementar el factor de eficiencia promedio en 5 puntos porcentuales. Como se explicó en el capítulo 4, los casos más exitosos en el mundo han logrado factores de

45


IOR-EOR

recuperación incrementales de hasta 50%, para alcanzar más de 60% total. Establecer una meta inicial para México de 5 a 10% de factor de recuperación incremental no parece ambicioso, pero sí realista.

Aceite

Producción

Acumulada

41.5 mmmb

117Bnbbj 7.8Bn 1 3.5%

4.3 %

Figura 6.1. Distribución del volumen de aceite tanto producido como remanente'.

En el año 2014, tan sólo en los Estados Unidos, se tienen cerca de 200 proyectos de EOR, de los cuales aproximadamente 66% son de inyección de gases y el 32% son térmicos y pocos de otros métodos.

La inyección de agua con químicos aditivos ha sido aplicada desde hace muchas décadas tanto en los Estados Unidos con en Canadá, básicamente por ser el método más económico, de menor riesgo operativo y, en algunos casos, el que representa el mayor incremento en el factor de recuperación por dólar invertido - el más simple.

Por otro lado, en México todavía sólo contamos con un proyecto de inversión en EOR en el portafolio de hidrocarburos. Afortunadamente, existen algunas pruebas piloto que han sido exitosas. Es importante señalar que los métodos de recuperación mejorada requieren de acceso a tecnología avanzada y de alta especialización de recursos humanos, por lo que para desarrollar estos métodos es necesario establecer áreas especializadas dentro de las dependencias y entidades que puedan identificar los mejores candidatos (campos) para estos métodos, su diseño, evaluación, validación en pruebas piloto y su masificación.

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IOR-EOR

Una de las preguntas claves para la aplicación del IOR-EOR es identificar los candidatos con los que se debe iniciar los primeros pilotos para ver la aplicabilidad de los métodos en campo; así como identificar si es más viable conseguir un 5% de recuperación adicional de los campos Akal y Ku, o 20°h de campos de menor magnitud.

Como ejercicio para la validación de la metodología híbrida descrita en el capítulo 5, se utilizaron los 129 principales yacimientos de México, y sólo considerando los métodos EOR más utilizados (térmicos y gases). En el capítulo 7 se describe con más detalle el tema de Recuperación mejorada a través de químicos.

6.1 Aplicación de la Metodología Híbrida

Se aplicó la metodología híbrida en 129 de los principales yacimientos de México, y considerando los métodos EOR más utilizados, se obtuvo un histograma de frecuencias para cada método. No se consideró CEOR pues no existe suficiente información estadística.

6.1.1 Métodos aplica bies

Dadas las características geológicas, petrofísicas y del tipo de hidrocarburos que tiene nuestro país, el potencial del EOR se puede dividir en tres grandes rubros:

i. El EOR en carbonatos (la mayoría de los proyectos de Cantareli, KMZ, Complejo Bermúdez, Jujo-Tecominoacán, entre otros) y

El EOR en siliciclásticos (la mayoría de los yacimientos de Chicontepec, siliciclásticos en Cinco Presidentes y otros). Como es bien sabido, el 90% del volumen se encuentra en un número pequeño de yacimientos, lo cual establece una oportunidad para el escrutinio detallado de los métodos más recomendables para ellos. Utilizando los métodos más comunes de EOR se puede identificar que los yacimientos en rocas carbonatadas requerirán principalmente la inyección de gases y los yacimientos en rocas de origen clástico tienen un poco de mayor flexibilidad, permitiendo, para el caso de aceites pesados, el uso de métodos térmicos, por ejemplo.

47


IOR-EOR

iii. El EOR en campos de aceite pesado y extrapesado y viscoso, claros candidatos para la recuperación térmica.

6.1.2 Jerarquización Bayesiana

Utilizando la metodología descrita se calcularon dos jerarquizaciones:

La primera es una jerarquización basada en la probabilidad de éxito, éste definido como la reducción en 15% en el factor de recuperación (como caso de estudio, el éxito puede definirse como 5, 10 y 40%, por ejemplo).

La segunda jerarquización se calcula con el volumen esperado a ser recuperado, es decir, el volumen recuperable, multiplicado por la probabilidad Bayesiana asociada a al menos un cambio de 15% en la saturación de aceite. Esto permite identificar oportunidades que nos den acceso a mayores volúmenes de hidrocarburo. Si tenemos la misma probabilidad de éxito, pareciera lógico ir por aquélla que tenga el mayor volumen asociado.

Ranking Ranking2 Candidate 8 Problli-Sf)>15 Porasity

APl Oepth Temperature Viscosity Permeabilities RV Ef0.l5RV]

Formation Technology 5) (nits) (C) (cp) (niD) )MMB6I) (MMBbI)

3 1 30 581/ 10 29 1250 60 1 Sjljcjdastjcs 019 Stearo 6,880

5 2 22 53% 10 29 1,250 60 1 Silinidast%s 019 CO2 6,880

2 3 182 88% 3 12 2,061 34 2 Carbonates 51560 CO2 3,282

4 4 126 57% 9 32 1,100 60 1 Siliddastics 0.26 Stearrr 4,016

6 5 118 52% 9 32 1,100 60 1 Siliciclartics 026 CO2 4,016

7 6 222 51% 10 36 1,200 00 1 Sil idastics 0.31 Stearrr 2,618

13 7 62 275A 10 39 1,100 61 1 Silicirlasticr 0.05 Stearrr 4,828

8 8 214 46% 10 36 1,200 60 1 Siliddastics 0.31 CO2 2.618

16 9 54 23% 10 39 1,100 61 1 Silidolasticr 0.05 CO2 4,828

18 10 78 19% 10 44 1,200 62 1 Siliddast%s 0.70 Steanr 4,773

20 11 70 16% 10 44 1,200 62 1 Siliciclastice 0 70 CO2 4,773

9 12 358 42% 12 26 1,150 61 8 Siliciclasticc 0.17 Stearrr 1,705

10 13 350 37% 12 26 1,150 61 8 Siliciciastics 0.17 CO2 1,705

1 14 654 93% 25 10 650 48 1,084 Siliciclastics 2,248.93 Steam 647

11 15 342 30% 8 38 975 62 4 Silicicstics 0.15 Stearrr 1,763

14 16 334 265/ 8 38 975 62 4 Siliciclastrcs 0,15 CO2 1,763

17 17 294 21% 10 43 1,200 62 0 Siliciclasticc 0,24 Steam 2,051

19 18 286 18% 10 43 1,200 62 0 Siliciciastics 0.24 CO2 2,051

12 19 526 301% 11 37 1,150 63 2 Siliclastios 0.17 Steanr 899

15 20 518 260/ 11 37 1,150 63 2 Siliciclastios 017 CO2 899

21 21 310 11% 8 40 1,200 64 1 S,licicltics 0.19 Steare 2,013

Tabla 6.1. Ejercicio con 2 jerarquizaciones, la primera de acuerdo a la probabilidad de obtener un cambio en la saturación de aceite de al menos 15%, y la segunda respecto al volumen de aceite que se espera recuperar.

La tabla 6.1 describe uno de los "n" ejercicios que se pueden realizar con la herramienta. La primera columna describe el ranking de los yacimientos con base en la probabilidad de éxito de lograr una reducción en la saturación de aceite. Es de destacar el número 1 en ese ranking; un campo que de acuerdo a la metodología descrita arroja una probabilidad de 93% de éxito (S0 - Sof >= lS%). Este es un campo de aceite pesado

597

546

432

343

313

198

192

179

166

132

112

107

95

90

80

70

63

54

40

35

34


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(10 API) y viscoso (> 1,000 cp) con alta probabilidad de éxito para la aplicación de métodos térmicos; sin embargo, al multiplicar el volumen disponible por la probabilidad de éxito por el 15% de recuperación para cada candidato, se crea una nueva jerarquización basada en el volumen esperado recuperable. Así, el candidato número 1 en el primer ranking baja hasta el ranking 14; y el candidato número 3 en el ranking inicial, se convierte en el primer lugar conforme al volumen esperado.

6.2 Volúmenes recuperables a través de IOR-EOR

Como se mencionó arriba, nuestro país cuenta con más de 220,000 millones de barriles de aceite, conocidos y disponibles para su explotación. Es obvio que sólo una fracción de este volumen será producido (factor de eficiencia) por razones físicas y termodinámicas, además de las económicas. De la fracción producible, una parte será producida por recuperación primaria y secundaria, pero claramente los factores de eficiencia y la recuperación final será mucho mayor si se aplican métodos de EOR.

Si el 5% del volumen remanente que se establece como objetivo inicial pudiera lograrse, tendríamos más de 10,000 millones de barriles de aceite, esto es un potencial superior a las reservas 1P (9,800 millones de barriles)'. Si este volumen pudiera ser explotado en 30 años, representa un potencial de producción nacional de hasta 1 millón de barriles diarios adicionales a la producción base. Es importante destacar que esto se presenta como el potencial nacional, y no debe dejarse de lado todas las implicaciones presupuestarias y capacidades técnicas, financieras y de ejecución que las empresas operadoras puedan alcanzar en conjunto derivado de la reforma energética. Es claro que los presupuestos y capacidad de ejecución de éstas serán finitos. La Figura 6.2 representa de forma gráfica este argumento. Se distinguen los poco más de 80,000 millones de barriles de crudo de Chicontepec, por los evidentes retos técnicos que representa.

EOR @ Ritmo de

Aceite produccon

510R01P maxmo

sitio"Ø 'R/P3O años

4iíiiiiw1s 7 mmmb

> 80 mmmb L 4 mmmb mm

Figura 6.2. Volúmenes de aceite remanente 3 .

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IOR-EOR

7. CASOS CON MAYOR POTENCIAL PARA EL IOR-EOR

Para materializar el potencial descrito en el capítulo anterior, verlo reflejado en las reservas de México y en un incremento considerable de la producción nacional es necesario, inicialmente, establecer una Estrategia de Recuperación Mejorada como parte de la Política de Hidrocarburos con una visión de largo plazo, tomando en cuenta que los proyectos de inversión del sector hidrocarburos (incluidos los de EOR) tienen horizontes de 20 años o mayores y requieren un análisis adecuado de costos.

Debido a que el 80% de la producción nacional proviene de campos maduros, prácticamente la mayoría de ellos requerirán eventualmente incrementar su factor de eficiencia a través de métodos de IOR-EOR, incluyendo nuestros valiosísimos campos cuyos principales yacimientos se encuentran en rocas carbonatadas como los de los campos Akal, Ku, Zaap y Maloob, pasando por los campos retadores pertenecientes a Chicontepec, los grandes campos de aceite extrapesado y, en el largo plazo inclusive, los campos que descubramos en aguas profundas. Es por esto que es de suma importancia establecer una estrategia y hacer las adecuaciones en las dependencias y entidades, así como en la industria y academia para prepararnos para este recompensable reto.

En este capítulo se describen los casos que en opinión del autor tienen mayor potencial por el volumen disponible.

7.1 Carbonatos Fracturados (Cantareil y KMZ)

Históricamente, la producción mexicana se ha basado en los yacimientos de los campos super-gigantes de los proyectos Cantareli y Ku-Maloob-Zaap. Cantarell, por ejemplo, alcanzó una producción máxima de poco más de 2 millones de barriles diarios en 2004, y KMZ alcanzó su pico de producción en 2014 con cerca de 870,000 bpd. En la actualidad, Canta relI produce aproximadamente 271 mil barriles por día (133 mil de ellos de Akal) y KMZ produce 864,000 bpd 187,000 de Ku, 299,000 de Zaap y 369,000 de Maloob). El mantenimiento de presión a través de la inyección de gas como método de recuperación secundaria, así como la incorporación de nuevas tecnologías de perforación y terminación de pozos (terminaciones "Cantarell", basadas en las terminaciones del campo Yates), por ejemplo, permitió el incremento en la producción de

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IOR-EOR

Akal y Ku con resultados históricos, dejando claro el potencial del IOR-EOR.

Los yacimientos principales de estos campos son lo que se conoce como Yacimientos Naturalmente Fracturados, que tienen la peculiaridad de ser altamente fracturados y yugulares, con fracturas de gran permeabilidad (del orden de varios Darcies), mientras que el sistema matricial tiene permeabilidades del orden de miliDarcies). Este gran contraste en la transmisibilidad (km « kf) permite que la fuerza de gravedad sea superior a las fuerzas capilares y viscosas, favoreciendo ampliamente el drene gravitacional a un ritmo mucho mayor en el sistema fracturado que en el matricial, generando un vaciamiento del sistema fracturado; mientras, que las fuerzas capilares son de mayor escala en el sistema matricial. Esto provocó que la mayor contribución en la recuperación acumulada haya sido proveída por el sistema fracturado. La Figura 7.1 muestra de forma esquemática la distribución promedio aproximada de volúmenes al momento de su descubrimiento con respecto a la distribución al día de hoy. En resumen, después de décadas de explotación de estos campos, la mayor parte del aceite remanente se distribuye principalmente en aceite residual en la matriz, y una pequeña fracción en aceite no barrido (ver Capítulo 3), dejando claro que los esfuerzos del EOR deben estar enfocados al sistema matricial.

Matriz

2015 10

r Volumen Remanente Volumen Original

Figura 7.1 Distribución del aceite remanente er Aka 1 16

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IOR-EOR

Hablando específicamente de éste, ha habido debates históricos (desde los años 80s) hasta la fecha sobre la mojabilidad de la matriz. Gracias a los estudios más recientes se ha logrado un consenso acerca de que la matriz de Akal y Ku son de mojabilidad mixta, preferentemente mojable al aceite, eso provoca que las fuerzas capilares logren retener el aceite en la matriz, a pesar de tener fracturas adyacentes en franco vaciamiento por drene gravitacional en la zona invadida por gas; o aceite atrapado en la matriz en la zona invadida por agua. Esto indica que los métodos de EOR que podrían ser exitosos son aquéllos que tienen que ver con la reducción en la tensión interfacial y la alteración de la mojabilidad, actualmente, conocidos como recuperación mejorada por químicos (CEOR, por sus siglas en inglés).

7.1.1 CEOR

Entre las alternativas se encuentra el uso de surfactantes espumados 17 .

Las dos condiciones principales que limitan la expulsión del aceite del sistema matriz, cuando las fuerzas capilares y gravitacionales dominan, son la preferencia de mojabilidad y la tensión interfacial. Los surfactantes pueden intervenir para que dichas condiciones sean favorables; sin embargo, el reto de su inyección en un yacimiento fracturado es lograr que penetren en la matriz lo suficiente para generar los cambios que justifiquen su inversión.

Para distribuir un surfactante a lo largo del sistema fracturado ya sea en el casquete o en el acuífero, éste debe suspenderse (transportarse) en un sistema que supere los obstáculos que representa la diferencia de densidades y viscosidades y le permita adherirse al bloque de matriz el tiempo suficiente para que interaccione con el aceite contenido en ella. Una espuma es un sistema que cumple con ambas funciones.

7.1.2 Sudación Inteligente 18

Una alternativa adicional a los métodos descritos en la sección anterior, tiene que ver con la optimización de la explotación IOR-EOR, esto es, la aplicación de métodos de recuperación con químicos durante la explotación de los YNF durante su etapa de recuperación por drene gravitacional. Esto es lo que se denomina Sudación inteligente o drene gravitacional asistido por químicos.

17 Ramírez-Ova!le, 2015. 18 Rangel-Germán, 2013.

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IOR-EOR

Esta estrategia de explotación requiere el despliegue de tecnologías de IOR con la aplicación temprana de métodos de CEOR, lo que implica la explotación óptima de los campos a través del cálculo del flujo matriz-fractura, permitiendo el incremento en el factor de recuperación.

Durante la sudación inteligente el CEOR provee volúmenes del sistema matricial (ver aceite incremental recuperable en Capítulo 3) adicionales a los proveídos por el drene o la imbibición, incrementando el flujo de la transferencia matriz-fractura, de tal forma que el avance del contacto gas-aceite se reduce por mayor contribución de la matriz (EOR) y gasto óptimo de extracción y manejo de gas (o agua) con perforación y terminación avanzada (IOR). En un escenario ideal los volúmenes extraídos de la columna de aceite son iguales a los volúmenes proveídos por el sistema matricial, logrando balance, que a su vez, permite un plateau de producción que se puede extender por muchas décadas.

Si bien, en el caso de Akal sea tarde para la aplicación de la sudación inteligente; es probable que para los campos Ku, Zaap, Maloob y demás campos con YNF pueda ser una opción viable. En otros casos, es probable que sea adecuado considerar el IOR-EOR desde el inicio de la explotación de los campos, o al menos, al inicio del drene o de la imbibición co-corriente.

7.2 Chicontepec

El Proyecto Aceite Terciaro del Golfo (PATG), incluye el depósito de hidrocarburos más grande del país en lo que se conoce como "tight oil", contando con un sinnúmero de yacimientos de aceite con gas disuelto en depósitos areno-arcillosos de muy baja permeabilidad. Este depósito cuenta con un volumen de un poco m 80 mil millones de barriles de crudo, superior a los 25 mil millones del Activo Cantarell (casi 18 mil de ellos de Akal) y los 35 mil millones del Activo Ku-Maloob-Zaap (casi 14 mil de ellos son de Ku, Maloob y Zaap), es decir que es Chicontepec es más grande que la suma de nuestros campos super-gigantes. Chicontepec cuenta con todo tipo de aceite (ligero, intermedio y pesado), su geología es sui generis y sumamente compleja, siendo el resultado de depósitos turbidíticos con eventos geológicos intermitentes que provocaron gran heterogeneidad (Figura 7.2).

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IOR-EOR

Canal

Geomorfologia / - a.

sinusoidal -- _-.

Depósitos">'Margen de canal / r, (Areniscas con clastos)

/ Mudstone(cobertUra//

11 ./ 1.iargendecanal

—

4 Arenaturbiditica, ,

E'e del canal Depesió del

,Píargen4elc2at

yf2Elonacióndelcanal

::° / (declive)

Canales Facies "Complejos

Ar.niscoo con dutooy congiom.rado

Limite desecuencia A,.niicoi --- /

IDO M

Escala aproximada Mdton.id.cho.j__—

D.tfltosd.Iodo

Muditon. (cob.itura)

2 KM

Figura 7.2 Descripción de las facies que componen el paleocanal de Chicontepec 19 .

La mayoría de sus yacimientos se encuentran a una presión muy cercana de la presión de burbuja del aceite residente (con una ligera caída de presión provocada por unas semanas de producción, el gas disuelto se libera y empieza a fluir hacia los pozos, dejando gran parte del aceite detrás). Es claro que la aplicación del IOR en etapas tempranas es indispensable para el mantenimiento de presión.

El lógico pensar que dadas las heterogeneidades de estos campos, no habrá una solución mágica y única para la explotación de éstos. Es indispensable primero generar un conocimiento del subsuelo suficiente para tener caracterizadas las diferentes áreas del paleocanal.

Para un desarrollo óptimo de estos campos, es indispensable conocer la distribución de facies, el contenido mineralógico, entre otros, de tal forma que se pueda diseñar un esquema de explotación para cada área, incluyendo por supuesto, los métodos de EOR. El IOR-EOR incluirá entonces diferentes tecnologías de perforación, fracturamiento múftiple y terminación inteligentes, así como sistemas artificiales de producción

19 Santiflán, 2011.

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IOR-EOR

(IOR) y métodos de EOR ad hoc a los sistemas roca-fluido de que se trate, que pueden ir desde la inyección de gas hidrocarburo, CO2 o métodos térmicos, químicos o combinados.

De acuerdo a los análisis realizados en este estudio, los campos de Chicontepec paracen ser buenos candidatos para la inyección de gas hidrocarburo, CO2 y en algunos casos agua alternada con gas (WAG, por sus siglas en inglés). Establecer un programa de mantenimiento de presión para los campos es indispensable, ya que como se mencionó anteriormente, de otra forma se tendrá que lidiar con el problema de manejo de gas por las altas RGA5 de los campos al atravesar las presiones de burbujeo de cada uno de estos miles de yacimientos. Es importante tomar en cuenta que un programa de IOR-EOR debería ser considerado no sólo como método de recuperación terciaria, sino desde el inicio de la explotación de los campos.

Queda claro que la explotación de Chicontepec tomará varias décadas y los esfuerzos conjuntos de varias empresas operadoras probando diferentes proyectos tecnológicos, lo cual implicará posiblemente una combinación de varios métodos de EOR. Es de destacar que dados los volúmenes almacenados en Chicontepec, el IOR-EOR es toral en la materialización del potencial de este depósito para que eventualmente se cumpla la promesa de que efectivamente puede contribuir de forma sustancial a la plataforma de producción de nuestro país.

7.3 Aceites Pesados y Extrapesados Terretres y Marinos

Otra categoría digna de destacar en el potencial de IOR-EOR del país, es la relacionada con los grandes volúmenes de aceite pesado y extrapesado y viscoso. Los campos principales son aquéllos en mar. Destacan los campos Kayab, Pit, Ayatsil, Cacalilao y Pánuco, con valores cercanos o superiores a los 3,000 millones de barriles de aceite. La Tabla 7.1 presenta la lista de los principales campos de aceite pesados y extrapesado en el país. Se puede notar que los volúmenes almacenados en estos campos son inmensos, alcanzando valores superiores a los 30,000 millones de barriles de aceite.

Los aceites pesados y extrapesados tienen una gravedad API baja y típicamente, aunque no necesariamente, una viscosidad alta. La viscosidad del aceite es sensible a los cambios de temperatura y, en el mundo se ha demostrado con gran éxito que la aplicación de métodos térmicos de recuperación mejorada pueden conseguir recuperaciones adicionales muy importantes (ver casos de éxito en el capítulo 4).

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IOR-EOR

KaVab 6 6966 Pnuco 12 5204

Cacalilao 12 3630 Ayatsil 10.5 3619

Pit 10.8 2870 Ébano Chapacao 12 2211

Pohp 8 1266 Tson 8.2 1084

Chapabil 10 1043 Tekel 10 1008 Utsil 9.5 811

Samaria 10 649 Kasteln 11 614

Kach 13 586 Aksha 9.6 450

Nab 8.5 408 Zazil-Ha 9 261

Alak 14 261 Nurnan 8.8 258

Tabla 7.1 Principales campos de aceite pesados y extrapesado en México.

Dentro de los proyectos pilotos exitosos en México se encuentran el proyecto Samaria Neógeno. Ubicado a 17 kilómetros al Oeste de Villahermosa, este campo fue descubierto en 1961 con el pozo Samaria 2, el cual produjo aceite extra-pesado con densidad de entre 5 y 11 grados API. Sus yacimientos son arenas no consolidadas que cubren un área de 25 kilómetros cuadrados, de 120 a 150 metros de espesor con un volumen original superior a los 600 mmbbl. Cabe destacar que los esfuerzos de EOR han sido exitosos a través de inyección térmica de vapor. Inicialmente de forma cíclica (huff and puff) y en planeación para la masificación en forma continua. El diseño de los pozos para soportar altas temperaturas, las generadoras de vapor y demás elemento tecnológicos (JOR) con el adecuado diseño del método térmico de EOR, han demostrado el potencial inmenso que tiene el IOR-EOR en campos de aceite pesado y extrapesado. Este proyecto ha arrojado resultados similares a los campos Duri y Prudhoe Bay, en donde, si bien en diferentes escalas, al aceite tiene excelente respuesta a la inyección de calor.

Además de los casos de éxitos que se describen en el Capítulo 4, se debe tomar en cuenta que un programa de IOR-EOR debería ser considerado

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IOR-EOR

no sólo como método de recuperación terciaria, sino desde el inicio de la explotación de los campos. En muchos casos de aceites pesados y viscosos del mundo (Alaska, Canadá, Venezuela, Rusia) los métodos de recuperación térmica son necesarios desde el inicio de la explotación de los campos, de otra forma los factores de recuperación esperados son muy bajos (<6%).

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8. REQUERIMIENTOS PARA SU IMPLEMENTACIÓN

8.1 Paradigma en la explotación de campos.

Debido a razones históricas, a través del tiempo se creó un paradigma operativo que prescribía que la explotación de un yacimiento iniciaba con la recuperación primaria (mecanismos naturales de producción como: expansión del sistema roca-fluidos, gas en solución, empuje del acuífero, expansión del casquete de gas asociado, o drene gravitacional o mediante sistemas artificiales de producción), posteriormente, una vez agotada una fracción importante de la energía propia del yacimiento, se continuaba con la recuperación secundaria (métodos para aumentar o mantener la energía natural del yacimiento, al inyectar agua y/o gas bajo condiciones inmiscibles para mantenimiento de presión); y finalmente con la recuperación terciaria (cualquier técnica usada después de la recuperación secundaria).

Dadas las particularidades de algunos de nuestros campos más importantes (yacimientos carbonatados altamente fracturados y yugulares; Chicontepec; aceites extrapesados costa fuera) discutidos en el capítulo anterior, y retomando los casos de éxito documentados en el mundo (Capítulo 4) debemos cuestionar el paradigma de etapas cronológicas y sugerir que debe superarse de tal forma que IOR-EOR sea considerado desde etapas tempranas en la explotación de los campos que así lo requieran. (Figura 8.1).

Recuperación Primaria

Expansión del sistema

roca-fluidos, gas en solución

empuje del acuífero, expansión

del casquete de gas, o drene de gas, o drene gravitacional.

Recuperación Secundaria

Mantener la energía natural

del yacimiento (inyección de agua y/o gas bajo

condiciones inmiscibles).

—>

Recuperación Terciaria

Cualquier técnica usada después de la recuperación

secundaria.

Miscible

Térmica

Quimica

Es necesario romper este paradigma de etapas secuenciales, y cambiar Planes de Desarrollo de

Campo que incluya todos los métodos necesarios que maximicen el factor de eficiencia.

L> Figura 8.1 Cambio del paradigma de etapas secuenciales de recuperación a

una implementación temprana de IOR-EOR 5 .

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Como se mencionó en el capítulo anterior, uno de los mejores ejemplos es el famoso Chicontepec, cuya baja energía inicial y condiciones adversas de subsuelo hacen que los pozos pierdan productividad rápidamente. Si el IOR/EOR se aplica desde el inicio, es decir, inyección de agua, gas hidrocarburos o bióxido de carbono (CO2), en la zona donde estudios definan viabilidad para los miles de sus yacimientos, pudiera generar mejores producciones y por lo tanto mejor recuperación por pozo, y total del depósito más grande de hidrocarburos en el país.

Otros ejemplos son los campos supergigantes y gigantes de los proyectos Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, en los cuales se tienen cerca de 30 mil millones de barriles remanentes almacenados en la fracción menos permeable (no fracturada) de sus yacimientos, que no podrán ser producidos a través de métodos convencionales, pero que pueden ser y sólo podrán ser producidos a través de métodos de EOR, lo que sugiere también la urgencia de iniciar estas actividades antes de terminar la recuperación secundaria. Es importante mencionar que la decisión final de la implementación temprana de un proceso de EOR deberá sustentarse en criterios de desempeFío técnico y económico.

8.2 Definición de una Política Pública por IOR-EOR.

El éxito del IOR-EOR depende de las políticas públicas establecidas como nación. Países como Noruega o el Reino Unido tienen claramente definido que el factor de recuperación y las acciones de IOR-EOR deben ser parte de los Planes de Desarrollo de los campos presentados por las operadoras; tienen regulación para el EOR, existen instituciones de gobierno con mandato específico de incremento de factor de recuperación y sus regímenes fiscales establecen incentivos fiscales para estas actividades.

8.2.1 Gasificación de México.

Una política pública que busque la transición energética y la autosuficiencia el aprovechamiento de los vastos y diversos recursos de gas que tiene nuestro país puede favorecer las iniciativas de recuperación mejorada. Par lo anterior se requiere reforzar 4 rubros:

• Tecnología: Se requiere incrementar eficiencia de los procesos de generación eléctrica, promover la educación del consumo razonable de energía, inversión en fuentes de baja emisión de carbono, CCUS en yacimientos naturales y otros depósitos adecuados, crear sinergias con las diferentes industrias para impulsar la inyección de CO2 (EOR). Actualmente existen iniciativas del gobierno federal

1.111


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para mitigar emisiones de CO2 a la atmósfera e impulsar proyectos de EOR con CO2.

• Herramientas Económicas: Hacer uso de un análisis del ciclo de vida y del orden de mérito.

• Estrategias: Planeación largo plazo (30-50 años) para asegurar la seguridad energética, garantizar la infraestructura necesaria, evitar malas políticas económicas, definir escalas y el siguiente paso a dar.

• Regulación apropiada: es fundamental para el desarrollo masivo del shale gas y para incrementar las reservas de gas natural.

Los beneficios esperados de una política pública como el Gasificar México incluyen la disponibilidad de la molécula de gas para la industrialización del país y el suministro para uno de los métodos de EOR más exitoso del mundo, como es la inyección de gas.

8.2.2 Fondos Conacyt.

El fondo de hidrocarburos patrocina la investigación y el desarrollo científico y tecnológico además del entrenamiento especializado de los recursos humanos.

En 2013 se aprobaron 4 de los proyectos solicitados de IOR-EOR:

• Prueba piloto de inyección de Vapor en Ébano-Pánuco-Cacalílao • Prueba piloto de inyección de Alcalis, Surfactantes y Polímeros en

yacimiento de carbonatos en Poza Rica, Veracruz. • Desarrollo de agente químicos multifuncionales para modificar las

propiedades del aceite pesado del campo Ayatsil. • Caracterización del aceite remanente en las zonas invadidas por el

acuífero y el casquete de gas, así como la determinación de factor de recuperación incremental por diferentes procesos de EOR.

Estos proyectos se desarrollan bajo la modalidad de proyectos integrales, que buscan prescisamente incorporar centros de investigación y compañías petroleras para la solución de sus retos tecnológicos y futuras aplicaciones a escala de campo. Cabe aclarar que existen otras modalidades para la asignación de los recursos del Fondo de Hidrocarburos Conacyt Sener.

Si bien los esfuerzos pueden ir en la dirección adecuada, es importante preguntarnos si la escala es adecuada. Es opinión del autor que más proyectos pueden ser incluidos en este fondo. Es importante la integración

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de grupos multidisciplinarios que presenten una propuesta integral que atienda esta tarea urgente de incorporar reservas y el incremento en la plataforma de producción.

8.2.3 Proyectos virtuosos Gobierno -Academia -Industria.

Es necesario buscar convenios con la Academia y la Industria a través de "proyectos virtuosos" en los cuales, las empresas identifiquen a las escuelas de ingeniería como su mejor socio, y se tenga el compromiso del Gobierno (como el caso de Conacyt). En un proyecto virtuoso, se pueden formar equipos integrales, integrados por investigadores de alto nivel, profesores especializados, tesistas, becarios y exalumnos profesionistas, que desarrollen proyectos con un requerimiento de conocimiento técnico alto.

Los proyectos virtuosos, además de representar un ingreso económico para las escuelas de ingeniería, también deben representan contribuciones académicas y científicas pues son fuentes de publicaciones, tesis y especializaciones, así como la base del desarrollo de tecnología para resolver los problemas de campo. El ingreso económico puede sustentar el mejoramiento y mantenimiento de las instalaciones, los equipos de cómputo y de los laboratorios para atender varios proyectos simultáneamente con distintas empresas, y además, generar un fondo o fideicomiso auditable en el que un comité interinstitucional decida la distribución de los recursos.

8.3 Regulación de IOR-EOR.

La regulación del sector hidrocarburos es un conjunto articulado de disposiciones técnicas y jurídicas que establecen las reglas para que el operador petrolero, el Estado Mexicano y los actores de mercado realicen sus actividades, en un entorno cierto, continuo y predecible.

Es indispensable contar con un marco regulatorio que permita la implementación oportuna y adecuada del IOR-EOR. Es importante destacar que en el mundo existen diversas regulaciones al respecto 20 ' 21 ' 22 .

Estas regulaciones incluyen definiciones claras de los que son las operaciones de recuperación mejorada aceite y gas y los términos

20 BOEM, 2015. 21 DECC, 2015. 22 NPD, 2015.

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asociados a ella como recuperación esperada, operaciones de mantenimiento de presión, inyección cíclica o continua, definición de línea base (producción esperada, previo a la implementación del EOR), entre otras, lo cual establece un marco de referencia claro para las empresas operadoras que deban observar esta regulación.

Las regulaciones relacionadas con IOR-EOR tienen objetivos claros en beneficio del factor de recuperación de los campos de sus países. Se establecen claramente:

El inicio oportuno de las operaciones de EOR para todos los yacimientos competitivos y los no tan competitivos. Es de destacar que contar con un marco regulatorio permite disipar confusiones o discrepancias en lo que significa "inicio oportuno" de operaciones o lo que es un "yacimiento competitivo". Presentación oportuna de un plan de mantenimiento de presión para los campos. Obligaciones regulatorias como ésta permite la correcta administración de yacimientos, evitando que las presiones atraviesen la presión de saturación (Ejs: yacimientos de gas y condensado, y de aceite con gas disuelto) Presentación periódica de volúmenes de aceite, gas y otras sustancias inyectadas, producidas o generadas. Obligaciones como éstas permiten la vigilancia adecuada de los balances de materia (vaciamiento, llenado, reemplazo) que se vean reflejados en mayores factores de recuperación.

Adicionalmente, estas regulaciones tienen también efectos positivos en la implementación adecuada del EOR, ya que permiten la identificación de costos que pueden ser reconocidos como deducciones fiscales en esos países, dejando claro las operaciones de EOR que califican y los costos incurridos previos al inicio de inyección de fluidos.

Finalmente, estas regulaciones establecen de forma clara que la obligatoriedad de que la producción debe llevarse a cabo de forma prudente técnica y económicamente, de tal forma que se evite la pérdida de petróleo o energía en los depósitos, y que los responsables legales de los contratos de operación de los campos deben tomar las medidas necesarias con el fin de lograr estos objetivos.

8.4 Administración de proyectos de IOR-EOR.

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Todo proyecto IOR-EOR debe contar con un programa de trabajo adecuado, el cual debe tener un seguimiento apropiado durante su implementación a fin de incrementar su probabilidad de éxito.

Una buena cultura de planeación de proyectos de recuperación puede evitar pérdidas importantes de tiempo y recursos que ocasionan los ajustes en el desarrollo pronosticado de las actividades.

Se deben integrar los aspectos económicos, de ingeniería, de toma de datos y de modelado de yacimientos para los siguientes elementos críticos:

• Procesos de selección de los métodos IOR-EOR. • Identificación de análogos • Materiales • Caracterización de Yacimientos • Experimentos de laboratorio • Modelado numérico • Economía del proyecto • Pruebas Piloto • Implantación del proyecto • Grupo de Trabajo y capacitación de personal • Actividades de perforación de pozos

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9. RETOS

Es opinión del autor que el Gobierno debe trabajar en conjunto con las Universidades y las empresas relacionadas con los sectores: eléctrico, hidrocarburos, construcción, químico, mecánico y manufacturero, entre otros, para afrontar los retos que conlleva el desarrollo de una estrategia nacional de IOR-EOR. Una gran contribución sería la creación de un mapa de ruta tecnológico para el IOR-EOR del país.

Destacan tres retos fundamentales: recursos humanos, recursos tecnológicos e infraestructura.

9.1 Retos relacionados con recursos humanos.

Estudios recientes de diversas agencias, asociaciones, así como de instituciones académicas han señalado la problemática que enfrenta la industria internacional por la carencia de profesionistas y técnicos con experiencia debido a dos factores: la velocidad (baja) a la que se incorporan nuevos talentos a la industria y la velocidad (rápida) con la que se pierde gente con experiencia.

Esto tiene su origen en lo que se conoce como la transición entre los "baby boomers" (los bebés del auge de la post guerra) y la "generación X" y, próximamente, la "generación Y". Sin embargo, debido a la fuerte asociación entre el empleo (y desempleo) de nuestra industria y los precios del petróleo, internacionalmente se creó un hueco generacional que ha sido muy difícil de llenar. La Figura 9.1 presenta la distribución de empleados, de acuerdo a su edad, en la Industria del petróleo y gas internacional, conforme al estudio presentado por la American Geosciences Institute. La gráfica señala una distribución bimodal de los recursos humanos con sesgo a la derecha, esto es, una gran cantidad de personal en edad de jubilarse, con un valle en el personal en sus 40s y una nueva cresta de persona de recién ingreso o con menos de 10 años de experiencia. Esto representa un riesgo alto en la industria, ya que el conocimiento adquirido por la generación a punto de jubilarse pudiera perderse si no se establecen los mecanismos para su transferencia, a través de la retención del personal o de programas de mentoria o capacitación del persona joven aprovechando la experiencia de los profesionistas mayores.

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15

E

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-010 tDJ

E iI 3d

Figura 9.1. Distribución de empleados de la industria del petróleo y gas de Estados Unidos 16 .

Es opinión del autor que se deben realizar acciones agresivas para la selección óptima de personal, capacitación del mismo a través de mentorías, estancias, entrenamientos y estudios de posgrado para desarrollar especialistas y expertos en cada uno de los temas descritos. Un programa que combine las capacidades propias de la Indusria y los fondos del Conacyt para el sector hidrocarburos pareciera ser una solución viable.

Se requiere una cantidad sin precedentes de especialistas, profesionistas y técnicos con experiencia en:

• Métodos de EOR, así como el desarrollo de una gestión de suministro de materiales a escalas con las que nunca hemos trabajado.

• Administración integral de yacimientos naturalmente fracturados (YNF) con énfasis en métodos de recuperación avanzada (IOR) en estos yacimientos; es probable que en el mundo existan menos de diez expertos en EOR en YNF.

• Caracterización y administración de depósitos del tipo "tight oil", perforación no convencional y fracturamientos, así como en métodos de IOR-EOR para yacimientos altamente heterogéneos.

• Aceites pesados y extrapesados y viscosos.

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Otros países han invertido en estos rubros y el beneficio es claro. Brasil, Estados Unidos, Canadá, Australia, Holanda, Noruega, tienen especialistas en muchos de los temas discutidos. La inversión en capital humano siempre será una inversión rentable para el país.

Como país productor de hidrocarburos, no deberíamos posponer estos esfuerzos arguyendo a las limitaciones económicas.

9.2 Retos Tecn&ógicos.

Uno de los retos más importantes a superar para el éxito del IOR-EOR tiene que ver con el acceso a tecnología que permita la explotación y administración eficiente de los yacimientos del país.

Se requiere comenzar a diseñar proyectos de EOR para su integración en la cartera de proyectos del sector hidrocarburos de nuestro país. Es importante señalar que los métodos de recuperación mejorada requieren de acceso a tecnología avanzada y de alta especialización de recursos humanos, por lo que para desarrollar estos métodos es necesario establecer áreas especializadas dentro de las dependencias, entidades e instituciones académicas y de investigación que puedan identificar los mejores candidatos (campos) para estos métodos, su diseño, su evaluación, aplicación de pruebas piloto y su masificación. Los recursos humanos y el seguimiento cercano durante el desarrollo de estos proyectos representan un tema toral para el éxito de éstos.

Como se comentó en las secciones anteriores, los principales candidatos para IOR-EOR son campos con particularidades importantes, así se requiere esfuerzos en cuanto a inteligencia y desarrollo de tecnología en tres grandes temas:

Tecnologías de IOR-EOR en Yacimientos Naturalmente Fracturados. Tecnologías de IOR-EOR en Chicontepec. Tecnologías de IOR-EOR en Aceites pesados y viscosos.

Es de destacar que algunos de nuestros yacimientos presentan grandes retos como ser costa fuera, estar fracturados, tener alto contenido de ácido sulfhídrico, alto contenido de dióxido de carbono y, en algunos casos, hasta alta presión y alta temperatura (Tsimin y Xux, como ejemplos de HPHT).

Por lo tanto nuestro país requiere un programa agresivo de pruebas piloto para el EOR, así como el desarrollo de una estrategia de IOR-EOR para

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TODOS los yacimientos de aceite del país susceptibles de estos métodos, de tal forma que permita la identificación, acceso y/o desarrollo de las tecnologías necesarias.

9.3 Retos de Infraestructuras

El tercer grupo de retos que se identifica para el éxito del IOR-EOR en nuestro país, tiene que ver con la infraestructura.

En el caso de Chicontepec, por ejemplo, debido a la baja permeabilidad de sus rocas almacenadoras, se requiere de fracturamiento hidráulico para poder crear conductos de alta permeabilidad por los que los hidrocarburos puedan fluir hacia los pozos. Para maximizar el área de contacto del pozo y las fracturas creadas (y las inducidas) con la formación almacenadora, es una práctica común la construcción de pozos horizontales con 20 o más etapas de fracturamiento; esto implica el manejo masivo de materiales como agua, apuntalantes (sólidos para mantener las fracturas abiertas y con permeabilidad alta), químicos, aditivos, etc., en cantidades (literalmente) industriales. Si a esto se agregan actividades de EOR, las implicaciones en cuanto a infraestructura superficial como caminos, ductos, compresores, estaciones de bombeo, etc, implicará un reto de infraestructura muy importante.

En el caso de los campos de aceite pesado y viscoso, es importante tomar en cuenta la infraestructura especializada para la aplicación del EOR, tales como tuberías de revestimiento y cementos que soporten las altas temperaturas a las que el vapor es inyectado, así como la infraestructura superficial relacionada con la generación de vapor.

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10. CONCLUSIONES

La industria internacional ha demostrado que los métodos de IOR-EOR son reales, tangibles, y han contribuido con grandes volúmenes a las reservas y producción internacional. Los factores de recuperación observados son superiores al 50%, y en México los factores de recuperación objetivo no tienen por qué ser menores.

A pesar de los vastos recursos de hidrocarburos que México posee la producción continúa declinando, al igual que las reservas.

Existen diversas actividades para incrementar reservas que pueden, en su momento, contribuir a la plataforma de producción. Algunas de las más importantes, son las relacionadas con la recuperación avanzada y recuperación mejorada (IOR-EOR). Los casos de éxitos del mundo presentados y la metodología de análisis de los volúmenes recuperables a través de IOR-EOR, representan justificaciones excelentes para lanzar un programa agresivo de estas iniciativas a nivel nacional en donde estén involucrados los esfuerzos del Gobierno, Academia e Industria.

Las únicas alternativas que pueden competir en la misma escala con los volúmenes disponibles a través de IOR-EOR, en la consecución de la restitución de reservas o incremento en la plataforma de producción son: (i) la exploración en costa fuera (especialmente en aguas profundas), y (u) desarrollo de recursos no convencionales. Este estudio demuestra que el IOR-EOR presenta ventajas significativas sobre las otras dos, entre ellas se encuentran el menor riesgo geológico, la infraestructura asociada a su desarrollo y en muchos casos el costo de producción por barril.

Los volúmenes disponibles para el IOR-EOR podrían contribuir a duplicar la reserva probada del país e incrementar la plataforma de producción en varios cientos de miles de barriles diarios.

Los tres principales retos para el éxito del IOR-EOR son: los relacionados con los recursos humanos, los relacionados con recursos tecnológicos y los relacionados con la infraestructura.

Los esfuerzos realizados en estos temas en México no han sido proporcionales al potencial disponible. Nos encontramos en un momento para tomar decisiones fundamentales para los próximos diez años.

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• SANTILLÁN, Noe et al. "Facies sedimentarias turbidíditicas del Terciario Inferior en la Cuenca ce Chicontepec, Centro-Oriente de México", Ingeniería, Investigación y Tecnología, Vol. XIIMún. 3, ppr. 337-352.

• SHENG, James, "Enhanced Oil Recovery Field Case Studies", Gulf Professional Publishing, ISBN: 978-0-12-386545-8 Elsevier, 2013.

• TABER, J.J. et al., "EOR Screening Criteria Revisited", SPE/DOE Tenth Symposium on Improve Oil Recovery, SPE/DOE 35385, E.E.U.U., PP. 21-24, 1996.

• YERGIN, Daniel, "The Quest, Energy, Security, and the Remaking of the Modern World", The Penguin Press, ISBN 978-1-59420-283-4, pp. 238, E.E.U.U., 2011.

• ZEINIJAHROMI, Abbas et al., "Effects of induced fines migration on water cut during waterflooding", Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 78, Septiembre, pp. 609-617, 2011.

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12. BIBLIOGRAFÍA

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RANGEL-GERMAN, Edgar R., El potencial de la recuperación mejorada de petróleo en México", Revista Energía a Debate Marzo-Abril, México, 2011.

CNH, Comisión Nacional de Hidrocarburos "El Futuro de la Producción de Aceite en México: Recuperación Avanzada y Mejorada", CNH, México, 2012.

OIL & GAS JOURNAL, "2010 Worldwide EOR Survey", Abril, 2010.

BABADAGLI, T., at al., "Development of Marginal/Mature Oil Fields: A Case Atudy of the Sinclair Fleid", Journal of Canadian Petroleum Techonology, SPE-134227-PA, 2010.

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SHENG, James, "Modern Chemical Enhanced Oil Recovery, Theory and Practice", Gulf Professional Publishing, ISBN: 978-1-85617-745-0, Elsevier, 2011.

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RECONOCIMIENTOS

El autor desea expresar su agradecimiento a la Ing. Grecia Ramírez, asesora de la CNH, por el apoyo en la consolidación, revisión y comentarios al presente. Escuchar a las generaciones jóvenes siempre será la mejor fórmula para producir nuevas ideas. Agradezco también a los ingenieros Gustavo Prado, Alejandro Mar, Mauricio Cuba y Juan Carlos Pérez, miembros de la Unidad de Extracción de la CNH, por su apoyo en la obtención de información y sus valiosos comentarios. La discusión técnica y no técnica con estos brillantes ingenieros petroleros siempre resulta gratificante.

El autor desea expresar su agradecimiento a los comentaristas de este trabajo (en orden alfabético): Dr. Heber Cinco Ley, Dr. Fernando Rodríguez de la Garza, y Dr. Fernando Samaniego Verduzco. Mi admiración y respeto para quienes considero tres de los más brillantes ingenieros petroleros que nuestro país ha producido. Es un honor contar con su amistad.

El autor desea expresar su agradecimiento al Dr. Néstor Martínez Romero, Presidente de la Comisión de Especialidad y compañero Comisionado en la CNH, por su asesoría y apoyo en el proceso de ingreso al a Academia de Ingeniera.

El autor agradece a la Comisión Nacional de Hidrocarburos por el apoyo para la realización de este trabajo.

Finalmente, el autor desea dedicar este trabajo de ingreso a la Academia de Ingeniería a Ximena y Liam Rangel, las personas a quién más admiro y de quien más he aprendido en la vida.

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CURRÍCULUM VITAE

Dr. Edgar René Rangel Germán

Estudios Profesionales

Septiembre 1996 Licenciatura en Ingeniería Petrolera, Universidad Nacional Autónoma de México, México Unico alumno en la historia de la carrera con promedio de 10/10 Mención Honorífica y Medalla Gabino Barreda Asesor: Prof. Fernando Samaniego Verduzco (Premio Nacional de Ciencias y Artes, 2006)

Junio 1998 Maestría (M.Sc.) en Ingeniería Petrolera, Stanford University, Estados Unidos Asesores: Prof. L. Castanier y Prof. W. Brigham

Noviembre 2002 Doctorado (Ph.D.) en Ingeniería Petrolera, Stanford University, Estados Unidos Asesor: Prof. Anthony Kovscek (actual Jefe del Departamento) Ph.D. Minor en Ciencias Geológicas y Ambientales, Stanford University

Distinciones

1992 - 1996 Becas de CONACYT, SEDESOL, AIPM-PEMEX.

1991 - 1996 Miembro del Programa de Alto Rendimiento de la Facultad de Ingeniería, UNAM (ler lugar).

1992 - 1996 Premios por mejor promedio (10.0/10.0), Facultad de Ingeniería de la UNAM.

1997 Premio al mejor estudiante de Ingeniería de la UNAM.

1998 Medalla Gabino Barreda, al mejor estudiante de Ingeniería Petrolera de la Generación 1992.

1996 - 1998 Beca de CONACYT para realizar estudios de Maestría en Stanford University.

1998 - 2002 Beca de CONACYT para realizar estudios de Doctorado en Stanford University.

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2002 - 2003 Subvención de Stanford University para realizar investigación posdoctoral.

2003 Segundo Lugar. Concurso de Artículos Técnicos, División Doctoral, Society of Petroleum Engineers (SPE), Western Region.

2006 Seleccionado en el Who'sWho in Science and Engineering (gth Edition) 2006-2007.

2006 Unico estudiante en la historia de la carrera de Ingeniería Petrolera (80 años) de la UNAM en graduarse con promedio de 10.0/10.0 y mención honorífica.

2007 Nombramiento de Servicio Profesional de Carrera como Director General Adjunto de Proyectos de Inversión "B", de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.

2009 - presente Keynote o ¡nvited speaker en foros internacionales, incluyendo: Institute of the Americas, The Watson Institute for International Studies en Brown University, la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), British Chamber of Commerce, American Chamber of Commerce, Platts Mexican Energy, Latin Oil and Gas, Heavy Oil Latin America (HOLA). Nombrado por el presidente de México Lic. Felipe Calderón Hinojosa como Comisionado en la Comisión Nacional de Hidrocarburos, por un período de cuatro años.

Agosto 2011 Reconocimiento por méritos técnicos y contribución a las diversas actividades de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A. C.

2010 - 2014 Seleccionado como uno de los 100 líderes del sector energía por la revista Petróleo & Energía.

2013 Seleccionado por el Grupo CNN-Expansión como una de las "30 Promesas en los 30s", publicado en la revista Expansión, Edición 1112, marzo 29, 2013.

2013 Nombrado por el presidente de México Lic. Enrique Peña Nieto como Comisionado de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, para un segundo período.

2014 Reconocimiento al Logro Energético por su "Trayectoria Profesional" por la revista Petróleo & Energía.

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Experiencia profesional

Enero - Octubre Stanford University, Stanford, CA 2003 Investigador Asociado

Evaluación técnica y económica sobre procesos de consolidación de arenas en yacimientos de aceite utilizando procesos a altas presiones y temperaturas.

Enero - Marzo Universidad Nacional Autónoma de México 2004 (UNAM), México D. F., México

Consultor Coordinador de proyecto para la determinación de zonas de afectación como consecuencia de una explosión e incendio en instalaciones de gas natural de PEMEX.

Marzo 2004 - PEMEX Exploración y Producción, México D. F., Febrero 2005 México

Especialista Técnico "A" Evaluación técnica y económica de proyectos de explotación. Aplicación de metodología probabilista para la evaluación de los proyectos de explotación de hidrocarburos para la integración de la Cartera de proyectos de inversión de PEP.

Certificación de Reservas de México. Auditor interno de reservas, gestión de certificación ante firmas internacionales para su presentación ante los Consejos de Administración de PEMEX y ante la Securities and Exchange Commission (SEC).

Marzo 2005 - Secretaría de Energía, México D. F., México Enero 2007 Coordinador de Asesores del Subsecretario de

Hidrocarburos Responsable de integrar y asesorar los proyectos de reforma energética en materia de hidrocarburos entre los que destacan: Autonomía de gestión de Pemex, Alianzas estratégicas para la explotación de yacimientos en aguas profundas, Yacimientos

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transfronterizos, Explotación de gas natural no asociado al petróleo crudo, Apertura a la inversión privada en refinación y petroquímica, Fortalecimiento de la Comisión Reguladora de Energía y creación de lo que eventualmente sería la Comisión Nacional de Hidrocarburos, entre otras. Responsable del tema del régimen fiscal de Pemex, eventualmente aprobado por el Congreso de la Unión en el año 2005. Coordinación de iniciativas internacionales en materia de integración energética: Programa de Integración Energética Mesoamericana; Alianza para la Seguridad y Prosperidad de América del Norte (ASPAN); Alianza México-Canadá; y diversos asuntos de carácter bilateral. Presidente Suplente del Comité Consultivo Nacional de Normalización en Materia de Hidrocarburos. Durante esta gestión destacan la aprobación y publicación de Normas Oficiales Mexicanas en temas como: especificaciones de los combustibles fósiles para la protección ambiental (NOM-086 para definir el contenido de azufre en la gasolina y diesel), y otras en temas de exploración petrolera, gas natural y gas LP.

Marzo 2007 - Secretaría de Hacienda y Crédito Público, Abril 2009 México D. F., México

Director General Adjunto de Proyectos de Inversión B, Unidad de Inversiones

Responsable de la sanción y registro de todos los programas y proyectos de inversión de los Sectores Hidrocarburos, Electricidad,Med jo Ambiente y Agua, entre otros, equivalentes a más del 80% de la inversión pública federal, para su integración en el Tomo VII del Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF). Secretario del Comité Técnico de Coordinación de la Inversión Pública Federal de la Comisión Intersecretarial de Gasto Fina ncia miento (CIGF). Representante del Titular de la Unidad de Inversiones, del Subsecretario de Egresos y del

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Secretario de Hacienda ante diversos Comités, Consejos, Organos de Gobierno y Fideicomisos del Gobierno Federal como el Subcomité del Fondo Nacional de Infraestructura (FONADIN), Comité Técnico Delegado de la Junta de Gobierno de CFE, Fideicomiso 1928 "Valle de México", Fideicomiso 1490 1 Comité de Normalización de Gas Natural y Gas LP en ductos, entre otros. Definición de lineamientos y guías para la elaboración y presentación de Análisis Costo y Beneficio de la Administración Pública Federal, publicado en el DOF. Coordinación de los trabajos para la modificación de las metodologías de evaluación de proyectos de generación, transmisión y distribución del Sector Electricidad. Representante de la Unidad de Inversiones durante la Reforma Energética 2008.

Mayo 2009 - Comisión Nacional de Hidrocarburos, México Presente D. F., México

Comisionado Comisionado Ponente en el tema de reservas de hidrocarburos: Encabezar los trabajos relacionados con la evaluación, cuantificación y verificación de las reservas de petróleo del país; elaborar los Lineamientos que rigen estos trabajos, previo a su publicación por la Secretaría de Energía; coordinar la edición del primer libro de reservas de la Comisión. Lograr, por primera vez, que las reservas de la nación concordaran con las mejores certificadoras internacionales con una diferencia menor al 10%.

Comisionado Ponente para el dictamen de proyectos de exploración y explotación: Encabezar el proceso para dictaminar los proyectos de Pemex, previo a las asignaciones que otorga la Secretaría de Energía; se han dictaminado 48 proyectos, con un costo de inversión superior a tres billones de pesos.

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Reorientar proyectos petroleros, logrando su viabilidad y mejorando su rentabilidad.

Comisionado Ponente para temas selectos de política energética: Elaborar análisis técnico-económicos, evaluaciones, recomendaciones y replanteamiento a casos específicos de la industria nacional, entre los que destacan los relacionados con Chicontepec, Cantareli, Ku-Maloob-Zaap, el gas natural y la Gasificación de México.

Comisionado Ponente para el tema de Recuperación Avanzada y Mejorada: Encabezar los esfuerzos para la evaluación del potencial de recuperación mejorada de petróleo en México, desarrollando una metodología de análisis; derivado de este esfuerzo se encontró que podrían duplicarse las reservas del país; así como coordinar la edición del primer libro de Recuperación Avanzada y Mejorada de México.

Representante de la CNH en grupos internacionales de política de hidrocarburos: Coordinar la participación de la CNH en la Alianza de Energía y Clima de las Américas (ECPA), participando de manera permanente en el Grupo sobre Petróleo Pesado; representar a la CNH en la Alianza México-Canadá y participar en diversos asuntos de carácter bilateral; así como representar a la CNH ante el Enhanced Oil Recovery Su bcommittee del International Upstream Forum (IUF).

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IOR-EOR; Una oportunidad histórica para México

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