Este documento describe los diferentes esquemas de explotación de yacimientos de hidrocarburos, incluyendo la recuperación primaria, secundaria y mejorada. Explica los criterios para seleccionar el esquema apropiado, como el tipo de fluido, las características de la roca y el mercado. También analiza estrategias para proyectos de recuperación secundaria e inyección de agua y gas en México.

1. 4xP '7/
El ACADEMIA MEXICANA DE INGENIERIA
MXCO
LOS ESQUEMAS DE EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS DE
HIDROCARBUROS. SUS ALCANCES, LIMITACIONES Y
COMPLEMENTARIEDAD EN LA GENERACIÓN DE VALOR
ECONÓMICO
M. en C. CARLOS A. MORALES GIL
00
Trabajo elaborado para el ingreso a la
Academia Mexicana de Ingeniería como
Académico de Número
México, D.F., 09 de diciembre de 1999

2. CONTENIDO
INTRODUCCIÓN
ESQUEMAS DE EXPLOTACIÓN
2.1 RECUPERACIÓN PRIMARIA
2.2 RECUPERACIÓN SECUNDARIA Y MEJORADA
CRITERIOS DE SELECCION DE LOS ESQUEMAS DE EXPLOTACIÓN
3.1 EL TIPO DE FLUIDO EN EL YACIMIENTO
3.1.1 ACEITE NEGRO
3.1.2 ACEITE VOLÁTIL
3.1.3 GAS Y CONDENSADO
3.2 EFECTO DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCA
3.3 EL FLUIDO A INYECTAR
3.4 INFLUENCIA DEL MERCADO
ESTRATEGIAS PARA LA IMPLANTACIÓN DE PROYECTOS DE
RECUPERACIÓN SECUNDARIA, RECUPERACIÓN MEJORADA Y
SISTEMAS ARTIFICIALES EN MÉXICO
4.1 PROYECTOS DE INYECCIÓN DE AGUA
4.1.1. ANTECEDENTES
4.1.2 SITUACIÓN ACTUAL
4.2 PROYECTOS DE INYECCIÓN DE GAS
4.2.1 MECANISMOS DE EXPULSIÓN
4.2.2 AVANCE DE LOS PROYECTOS
CONCLUSIONES
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
1

3. 1. INTRODUCCIÓN
La industria petrolera nace el siglo pasado con el objetivo principal de
suministrar energéticos para la generación de electricidad. Posteriormente,
con la invención del automóvil y la acelerada industrialización, los
hidrocarburos asumen un papel de primera importancia, y han mantenido
durante todo el presente siglo el rol de principal fuente generadora de
energía. Su relevancia creció con el nacimiento de la industria petroquímica,
donde los compuestos de carbón e hidrógeno constituyen la materia prima
para la fabricación de diversos productos que han contribuido a elevar la
calidad de vida del género humano.
Por lo anterior se ha generado una creciente demanda de
hidrocarburos y para satisfacerla, la industria petrolera dedica cada vez más
recursos a la exploración y explotación de los yacimientos petrolíferos.
Un yacimiento está constituido por rocas de origen sedimentario que
contienen hidrocarburos líquidos y gaseosos. La roca almacenadora es
porosa y permeable, y está limitada por rocas impermeables que mantienen
atrapados los fluidos.
En términos generales, los yacimientos se clasifican por el tipo de roca
almacenadora y los fluidos que contienen. Por el tipo de roca, los
yacimientos pueden ser de areniscas o carbonatos. El 80 por ciento de los
yacimientos existentes en el mundo son de tipo arenisca y contienen el 60
por ciento de las reservas de hidrocarburos 1 . Los yacimientos carbonatados
consisten de calizas, dolomías o combinaciones de ambas que con
frecuencia presentan fracturas naturales provocadas por la actividad
tectónica.
2

4. km
Li
•
• Por los fluidos que contienen, se clasifican en yacimientos de aceite, de
e gas, y de gas y condensado, de acuerdo a la composición del fluido y a las
• condiciones de presión y temperatura.
• Una vez que se descubre un yacimiento productivo, se establece un
• plan para su explotación, considerando tanto aspectos técnicos como
• económicos; de tal manera que se aplique el esquema que maximice el valor
e, económico de la reserva. En México, la rentabilidad de un yacimiento
e, generalmente se calcula considerando un horizonte de 15 años, por lo que
• es necesario predecir su comportamiento en ese período. Esta es una tarea
• compleja, ya que existen varios esquemas aplicables para su explotación, y
• su selección dependerá del tipo de roca, los fluidos y los recursos técnicos y
• económicos disponibles.
• En este trabajo se presenta un análisis de los diferentes esquemas de
• explotación utilizados en el mundo, y particularmente en México, se discuten
• los criterios técnico-económicos que deben ser considerados para implantar
• procesos de recuperación secundaria y mejorada, y su vinculación con el
e diseño de una estrategia de explotación para incrementar la recuperación de
• las reservas existentes maximizando su valor económico.
lo
[1
e
01
3

5. 1 2. ESQUEMAS DE EXPLOTACIÓN
1
El comportamiento de los yacimientos durante su explotación está
influenciado por la anisotropía de la roca, la presencia de flujo multifásico a
través del medio poroso, así como el esquema de desarrollo implantado. La
explotación convencional, como se muestra en la Figura 1, incluye la
recuperación primaria, que puede ocurrir con flujo natural o con sistemas
artificiales; y la secundaria, que se aplica para mantener la presión o
desplazar los fluidos del yacimiento. Mientras que la recuperación mejorada
contempla métodos térmicos, químicos y la inyección de gases 2
Recuperación Primaria
LIIEff Sistemas Artiflciales de
o) Natural
Recuperación
Producción
Secundaria
EE 1 1
ao'
1
Desplazamiento
__________
Mantenimiento de presión
_
Inyección de Agua
yección de Gas Agua, Gas
_
Recuperación
Terciaria
-m
E1
Sa l
Gasmiscible/ ..
Quimicos
Inmiscible
:9
° Combustión ja sim
E1
a i
lnyección Cíclica Hidrocarburos
-Alcalinos
o de Vapor •CO2
1'ohímeros
0
0 •Desplazamiento
ad
•Nitrógeno
•Microbianos/Polimeros
can vapor •Gas de combustión
Espuma
.Desplazamiento
con agua caliente
Figura 1. Esquema de explotación de los yacimientos hidrocarburos
4

6. 2.1 Recuperación primaria
La recuperación primaria es la obtenida durante la etapa de explotación
de un yacimiento, en la cual los hidrocarburos fluyen hacia el pozo productor
por la energía propia del sistema roca- fluidos. La cantidad de aceite que se
desplaza varía con el tipo de mecanismo, los cuales pueden ser clasificados
en cinco categorías: empuje del acuífero, gas en solución, expansión de la
roca y los fluidos, casquete de gas y drene gravitacional 3. En yacimientos
fracturados, además está involucrado el mecanismo de exudación, que
consiste en la acción combinada de fuerzas capilares y gravitacionales, las
cuales originan la expulsión de los hidrocarburos de la matriz hacia la
fractura.
No obstante que durante esta etapa el flujo de fluidos dentro del
yacimiento ocurre por energía propia, en ocasiones la presión en el fondo del
pozo no es suficiente para producirlos, por lo que se requiere la instalación
de un sistema artificial.
Con base en estadísticas internacionales, la eficiencia de recuperación
en la etapa primaria, incluidos los sistemas artificiales, es del 10 al 20 por
ciento del volumen original de hidrocarburos para yacimientos de aceite
negro, y de 20 a 30 por ciento para yacimientos de aceite volátil 4. Para los
yacimientos cuyo mecanismo principal es el drene por gravedad, las
recuperaciones reportadas en la literatura suelen ser superiores al 60 por
ciento. Sin embargo, éstas están asociadas a períodos de recuperación que
en algunos casos exceden la vida útil de los pozos y las instalaciones
superficiales; por ende, en ocasiones este mecanismo no representa la
opción generadora del máximo valor económico.
Con la explotación del yacimiento, la presión de éste puede disminuir a
tal grado que el pozo deje de fluir naturalmente. El abatimiento de presión

7. • puede deberse a un daño en la formación o a la disminución de la capacidad
• del yacimiento para aportar fluidos. En el caso de daño en la formación, una
• manera de eliminarlo es a través de limpiezas o estimulaciones. Cuando no
• existe daño, pero la presión del yacimiento no es suficiente para llevar los
• hidrocarburos hasta la superficie, se requiere del uso de los sistemas
• artificiales. Por otro lado, si se prevé una baja aportación de hidrocarburos
• del yacimiento al pozo, debe analizarse la posibilidad de aplicar un proceso
• de mantenimiento de presión o de desplazamiento.
• Actualmente, en la industria petrolera se utilizan varios sistemas en la
• etapa primaria de explotación de un campo para ayudar a levantar
• artificialmente los hidrocarburos desde el fondo del pozo hasta la superficie.
• Los más utilizados son: bombeo mecánico, neumático y electrocentrífugo y,
en menor escala, el bombeo hidráulico, el de cavidades progresivas y el
émbolo viajero.
• La principal ventaja de los sistemas artificiales de producción es su
gran flexibilidad para ajustarse prácticamente a cualquier profundidad y/o
gasto de producción. En la Figura 2 se comparan de manera conceptual los
• gastos que se obtendrían en un pozo operando como fluyente o con un
• sistema artificial. En la misma se puede observar que el bombeo
• electrocentrífugo y el bombeo neumático, cuando son aplicables, representan
• los sistemas mediante los cuales se logra la máxima productividad 5' 6 .
• No obstante lo anterior, los sistemas artificiales presentan ciertas
• restricciones en su aplicación. El bombeo neumático tiene como limitante
principal la disponibilidad del gas natural requerido y la geometría del pozo.
En cuanto al bombeo electrocentrífugo, las altas temperaturas de los fluidos,
altas relaciones gas - aceite, la complejidad del sistema eléctrico y la
•
6

8. Pozo Fluyente
Bombeo Mecánico
Bombeo Hidráulico Tipo Pistón
Bombeo Hidráulico Tipo Jet
Bombeo Neumático
Bombeo Electrocentrífugo
:9 u
2 u i 1
1 1
1 1
1 1 -
-o
1 1
qF qBM qBHPqBHJ qBN qBEC
Gasto
Figura 2. Comportamiento hipotético de los sistemas artificiales.
geometría del pozo afectan directamente la eficiencia de operación del
sistema.
En la actualidad, el uso de los sistemas artificiales de producción se
extiende día con día en los campos petroleros. En Estados Unidos,
aproximadamente el 93 por ciento de los pozos productores de aceite son
explotados con algún tipo de sistema artificial, y únicamente el 7 por ciento
son pozos fluyentes6.
En México, la aplicación de estos sistemas ha evolucionado de manera
considerable, pues de los 4,300 pozos productores, el 72 por ciento son
explotados con algún tipo de sistema artificial, y el restante 28 por ciento son
fluyentes. Los porcentajes de empleo de estos sistemas se presentan en la
Tabla 1, donde se observa que en Estados Unidos el bombeo neumático y el
mecánico representan el 80 por ciento de los sistemas empleados 5. En
México, ambos sistemas cubren el 98 por ciento.
7

9. Tabla 1. Empleo de los sistemas artificiales en Estados Unidos y México
Sistema artificial E.U.A.
Bombeo mecánico 27.0 27.7
Bombeo neumático 53.0 70.3
Bombeo electrocentrífugo 10.0 0.5
Bombeo hidráulico 9.0 0.0
Otros sistemas* 1.0 1.5
Total 100.0 100.0
*Notas: Otros sistemas corresponden al émbolo viajero y al bombeo de cavidades procresivas. Para
establecer una comparación en términos semejantes, en el caso de E.U.A. se excluyen los
pozos que producen menos de 10 bpd, los cuales operan con bombeo mecánico y representan
el 80% del total de pozos con sistema artificial.
Los costos de instalación, operación y mantenimiento de los sistemas
artificiales de explotación varían en función de la infraestructura requerida,
las políticas de explotación, los diseños del equipo y accesorios, y las
prácticas operativas en los campos petroleros. Tomando en cuenta lo
anterior, los costos anuales de los tres sistemas artificiales de explotación
más usados en nuestro país se muestran en la Tabla 2, en la que se aprecia
que el bombeo neumático tiene los menores costos de inversión y su
operación tiene un costo menor al electrocentrífugo y mayor al bombeo
mecánico, por el costo diferencial que representa el proceso del gas
requerido para su operación.
Tabla 2. Costos de los sistemas artificiales más utilizados en México.
Sistema artificial Inversión inicial
(usd)
Costos anuales de operación y
mantenimiento (usd)
Bombeo neumático 1,210,500 336,500
Bombeo electrocentrífugo 1,519,420 432,987
Bombeo mecánico 1,364,400 57,402
E;]

10. 2.2 Recuperación secundaria y mejorada
A fin de evitar que la presión del yacimiento caiga por abajo de los
niveles requeridos para llevar los fluidos al pozo a través del medio poroso,
se requiere implementar procesos de recuperación secundaria o mejorada,
según las características de cada yacimiento y tomando en consideración su
capacidad para generar valor.
La recuperación secundaria consiste en la inyección de agua en el
acuífero o la inyección de gas natural en la cima de la estructura, con el
propósito fundamental de mantener la presión o desplazar los hidrocarburos
de la zona de aceite, mediante arreglos específicos de pozos inyectores y
productores.
A la fecha la inyección de agua es el proceso de recuperación
secundaria más común para incrementar la extracción de hidrocarburos,
tanto por la disponibilidad del fluido de inyección, como por que la tecnología
está suficientemente madura además de ser un proceso eficiente y
económico. La recuperación incremental de hidrocarburos por la
implementación de este proceso a nivel mundial es en promedio del 10 por
ciento del volumen original 4.
En los inicios de la industria petrolera, los yacimientos producían de
manera natural hasta que alcanzaban un gasto no económico y
posteriormente se aplicaban los procesos de recuperación secundaria. A
partir de la década de los 60's se introducen dichos sistemas en una etapa
más temprana de la vida del yacimiento, inclusive desde el inicio de su
explotación, aprovechando la capacidad productiva y reduciendo los montos
requeridos de inversión.
Los procesos de recuperación mejorada surgen como una alternativa
para incrementar la recuperación de hidrocarburos, modificando las

11. 1
características de los fluidos y las fuerzas capilares que actúan sobre ellos.
En un desplazamiento inmiscible en un medio poroso y permeable, las
fuerzas viscosas tienden a movilizar el aceite mientras que las fuerzas
capilares tienden a atraparlo. La filosofía de los sistemas de recuperación
mejorada se basa precisamente en modificar las características de los fluidos
a fin de disminuir efectos capilares e incrementar la movilidad del fluido
desplazado disminuyendo aquella del fluido desplazante 47,8
Existe una amplia variedad de procesos de recuperación mejorada de
los cuales ninguno es de aplicación universal debido a la diversidad de
yacimientos y a los recursos económicos disponibles. En general, los
procesos de recuperación mejorada se pueden agrupar en tres categorías:
térmicos, químicos e inyección de gases, la cual puede ser miscible o
inmiscible.
Los procesos de recuperación mejorada pueden ser sustancialmente
más costosos, dado que el agente desplazante requiere de procesos
complejos para su generación. Asimismo, su aplicación en campo requiere
de periodos de tiempo mayores, aproximadamente cinco años desde su
concepción, debido a que las tecnologías son más sofisticadas que las
utilizadas en recuperación primaria y secundaria 7. Por lo tanto, el incremento
en la recuperación de aceite debe ser significativo para garantizar su
rentabilidad.
1
1
1
10

12. 1
1
3. CRITERIOS DE SELECCIÓN DE LOS ESQUEMAS DE EXPLOTACION
Es evidente que en la actualidad existe una gran variedad de
tecnologías que pueden ser implementadas para incrementar la recuperación
de hidrocarburos de un yacimiento.
No obstante la variedad de estos procesos y lo simple o sofisticado que
puede ser su aplicación, el hecho es que, del total de los hidrocarburos
descubiertos en el mundo, aproximadamente un 70 por ciento se encuentra
aún en los yacimientos, esperando que los avances de la tecnología y el
ingenio del hombre permitan extraerlos. El 30 por ciento que se ha
recuperado ha sido posible en gran medida a la aplicación ordenada y
sistemática de los diferentes esquemas de explotación 7
La cadena de valor de la industria petrolera está asociada al proceso
sustantivo de exploración - producción, definida por el ciclo de vida de las
reservas. Este ciclo inicia con los primeros estudios exploratorios de
evaluación del potencial petrolero de una provincia geológica y termina con el
abandono del campo. Los yacimientos descubiertos pasan por cuatro etapas
específicas, cada una con potencial de generación de valor económico: 1) su
delimitación y caracterización inicial, 2) desarrollo, 3) explotación, y 4)
finalmente su abandono.
En cada una de estas etapas o fases del ciclo de vida de las reservas,
es posible identificar, formular, evaluar y documentar opciones de inversión,
susceptibles de transformarse en proyectos de tipo estratégico, a los cuales
se les asignan recursos de inversión dependiendo de su capacidad para
1 generar valor.
La formulación de proyectos de inversión se inicia desarrollando los
estudios integrales de yacimientos y proponiendo la realización de proyectos
11

13. tendientes a maximizar el valor económico de las reservas a largo plazo, a
través de la optimización del esquema de explotación.
Con base en la integración, procesamiento y análisis de la información
disponible de un yacimiento, es posible reproducir su historia y predecir su
comportamiento futuro hasta su abandono, conceptualizar diferentes
escenarios para la optimización del esquema de explotación, identificar las
opciones de inversión referidas al desarrollo del campo, instalar sistemas
artificiales de producción, optimizar la infraestructura existente y prever la
implantación de un proceso de recuperación secundaria o mejorada.
La aplicación de estos esquemas de explotación no es mutuamente
excluyente y, en la mayoría de los casos, es complementaria, ya sea en
forma concurrente o en etapas sucesivas de explotación, dependiendo de las
condiciones del yacimiento, así como de la oportunidad y factibilidad de la
aplicación de alguna tecnología en particular.
En la implantación de los esquemas de explotación existen, como ya se
mencionó, varios factores que juegan un papel determinante en la selección
de la alternativa económicamente más atractiva, estos incluyen:
• El tipo de fluido en el yacimiento.
• Eltipode roca.
• El fluido de inyección y su disponibilidad.
3.1 El tipo de fluido en el yacimiento
Por lo general los yacimientos de gas no son sometidos a procesos de
recuperación secundaria o mejorada debido a la facilidad con que este fluido
puede desplazarse dentro del medio poroso por energía propia, lográndose
en este tipo de yacimientos recuperaciones que generalmente rebasan el 80
12

14. .
e
e
e por ciento. Por lo anterior, la atención se centra en los esquemas aplicables a
e los yacimientos de aceite negro, aceite volátil, y gas y condensado.
e 3.1.1 Aceite negro
e Se denominan yacimientos de aceite negro aquellos cuya densidad es
e inferior a los 33 grados API. Para este tipo de yacimientos, existen dos
e momentos críticos en la implantación de los procesos de recuperación
e secundaria o mejorada. El correspondiente a la inyección temprana, trata de
e evitar que la presión caiga por abajo de la presión de saturación, ya que esto
e originaría la formación de una fase continua de gas y la pérdida de pozos
• productores de aceite por la surgencia temprana del gas. Por su parte, la
e inyección tardía está regida por la presión mínima necesaria para una
e operación eficiente del sistema artificial, dado que éstos requieren que dentro
e del pozo se tenga una columna hidráulica mayor al 25 por cierto de la
e profundidad media del horizonte productor. Para ambos casos debe de
e buscarse prolongar la vida productiva de los pozos al mínimo costo de
e operación, y la decisión del momento más oportuno para la implantación
e deberá optar por aquella que represente la alternativa generadora del mayor
e valor económico; desde luego, considerando la disponibilidad de recursos y
e la demanda del mercado por este tipo de aceite.
e En la Figura 3 se muestra la complementariedad de los sistemas
e artificiales y los métodos de recuperación secundaria para este tipo de
e yacimientos. En la gráfica A se presenta de manera conceptual el
e comportamiento de la afluencia del yacimiento al pozo al aplicar un sistema
e artificial de explotación y su impacto en la producción de aceite; asimismo, en
e la gráfica B, se presenta el efecto de la implantación de un método de
e recuperación secundaria sobre la producción; en tanto que en la tercera
e
e
13

15. gráfica se tiene el efecto combinado de la recuperación secundaria y los
sistemas artificiales, el cual genera el mayor ritmo de extracción.
ce
e1-
0.
sistema artificial
q1 q2 Gasto
Efecto de la recuperación
1
,
secundaria
IPR
q3 q4 Gasto
Efecto de la recuperación
secundaria i sistema artificial
q3 q4 qs Gasto
A q Incremento atribuible a la recuperación secundaria
A q Efecto combinado de la recuperación secundaria y el sistema artificial.
IPR.: Comportamiento de afluencia al pozo.
RS.: Recuperación secundaria.
Figura 3. Complementariedad de los procesos de recuperación
secundaria y los sistemas artificiales.
14

16. 3.1.2 Aceite volátil
En yacimientos de aceite volátil, cuya densidad varía entre 33 y 44
grados API y su relación gas-aceite entre 1,100 y 8,400 pie3lbl, la instalación
de sistemas artificiales de producción es factible cuando la relación gas-
aceite no rebasa los 2,500 pies3/bl. A fin de evitar la volatilización de los
hidrocarburos ligeros, el criterio dominante será mantener la presión del
yacimiento por arriba de la presión de burbujeo, Pb; por lo• que la
implantación del sistema de recuperación secundaria deberá ocurrir antes de
alcanzar esta condición. En la parte superior de la Figura 4 se muestra el
comportamiento de la fracción de líquido para este tipo de yacimientos, y de
la cual se desprende que la pérdida de líquidos por gasificación puede llegar
hasta un 50 por ciento de manera súbita si se alcanza la presión de burbujeo.
Figura 4. Diagrama del comportamiento de la fase líquida
para yacimientos de México.
15

17. .
O 3.1.3 Gas y condensado
e En el caso de yacimientos de gas y condensado, la implementación de
e sistemas artificiales de producción no es aplicable, dado que sus relaciones
e gas - aceite generalmente rebasan los 8,000 pies 3/bl. Sin embargo, en estos
$ yacimientos es esencial mantener la presión por arriba de la presión de rocío,
• Pr, a fin de evitar la condensación de líquidos que, de otra manera,
• quedarían atrapados en el yacimiento. En la parte inferior de la Figura 4 se
e muestra el comportamiento de la fracción de líquido con respecto a la
• presión, donde se observa la sensibilidad de la fase líquida al alcanzar la
e presión de rocío, pudiéndose condensar hasta un 50 por ciento de los
e líquidos contenidos en el fluido original. Por lo cual, conviene mantener una
e vigilancia estrecha del comportamiento de la presión en la administración del
• campo.
fl
• 3.2. Efecto de las Características de la Roca
• Las características de la roca que tienen mayor influencia sobre el
• esquema de explotación son la porosidad y la permeabilidad. La primera
• representa la capacidad de almacenamiento de los fluidos y puede ser
• intergranular o secundaria. Por su lado, la permeabilidad es la propiedad que
• representa el grado de comunicación de los espacios porosos de la roca. El
• efecto combinado de ambas propiedades determina los ritmos de
e extracción e inyección de los fluidos, así como el espaciamiento y el
e arreglo geométrico de los pozos. La interacción entre la roca y los fluidos
e está definida por las fuerzas capilares, las permeabilidades relativas y la
• tensión interfacial.
• De acuerdo con las experiencias obtenidas a nivel nacional e
• internacional, el hecho de que una roca sea fracturada no significa que no
e
09
16

18. .
e deba de inyectársele algún fluido para incrementar su recuperación; sin
e embargo la selección del fluido y el ritmo al cual debe inyectarse está en
e función de la capacidad de imbibición o drene de los bloques de matriz, lo
e cual a su vez depende de las dimensiones de los propios bloques, la
• mojabilidad de la roca, y el tamaño y grado de cohesión de las moléculas del
• fluido a inyectar.
• Caracterizar las propiedades de la roca, tanto en condiciones estáticas
e como dinámicas del yacimiento, es imperativo para determinar la geometría
• del medio poroso y definir el esquema de explotación más adecuado.
e
• 3.3. El Fluido a Inyectar
• Por lo que toca a la selección del fluido para mantener la presión,
41 desplazar o modificar la movilidad de los hidrocarburos, la selección recaerá
• en el análisis de la interacción molecular entre el fluido inyectado y los
• hidrocarburos que constituyen la reserva. Al respecto, mediante los análisis
• de laboratorio para observar la compatibilidad de fluidos, se debe garantizar:
• • Que la roca del yacimiento sea preferentemente mojable por el fluido
• de inyección, para obtener un desplazamiento eficiente.
e • Que al entrar en contacto el fluido inyectado con los hidrocarburos no
• se provoque el rompimiento de las estructuras moleculares y como
0 consecuencia, la depositación de sólidos, asfaltenos o parafinas, lo
• cual provocaría el bloqueo de los canales naturales de flujo en el
• yacimiento.
e • Que no se presente el fenómeno de difusión del fluido inyectado en el
O aceite del yacimiento, dado que esto provocaría su prematura
O irrupción en los pozos productores.
e
e
17

19. o
e Un elemento adicional es la disponibilidad del fluido seleccionado. En
e este contexto existen dos fluidos que pueden obtenerse de manera
e prácticamente ilimitada para estos procesos: el agua y el nitrógeno, este
e último existente en el aire. Por lo que respecta al gas natural y para el caso
• particular de México, se estima que en los próximos años la oferta sea
• apenas capaz de abastecer la demanda interna y durante algunos períodos
• se presente un déficit marginal. Ante este panorama, es obvio que debe
e considerarse cuando sea factible la inyección de fluidos alternativos a este
e hidrocarburo, a fin de garantizar la mejor opción económica para la sociedad
• en su conjunto.
• 3.4. Influencia del Mercado
• En diferentes escenarios planteados, analistas internacionales
• pronostican que, no obstante el crecimiento en la oferta de crudo y gas
• natural por las mayores producciones que registrarán algunos países, la
• demanda mundial tendrá fuertes incrementos debido al crecimiento
• económico mundial que se espera en los próximos años, lo que ocasionará
• que, en el mediano plazo, al ser mayor la demanda que la oferta, los precios
• tengan una tendencia a la alza9.
Con estos escenarios de crecimiento de los precios del crudo, se
espera un mayor auge en el desarrollo de nuevos y más grandes proyectos
dentro de la industria petrolera, con el objetivo primordial de explotar
óptimamente e incrementar el porcentaje de recuperación de aceite, además
permitirá el uso de otras tecnologías que a la fecha no pueden aplicarse por
su alto costo.
Sin embargo, es importante enfatizar que con el rápido avance de las
tecnologías, cualquier industria requiere de una fácil disponibilidad de
it

20. e recursos para adquirirlas y asimilarlas con el objeto de abatir los costos de
e producción, operación, renovación o innovación 10.
e Independientemente del esquema seleccionado, los procesos de
e recuperación secundaria yio mejorada que permitan mantener la presión del
• yacimiento e incrementar el factor de recuperación de hidrocarburos,
e deberán aplicarse oportunamente durante la explotación del campo, ya que
• de lo contrario no se obtendrá el máximo valor económico de las reservas
• durante la vida útil de las instalaciones. El considerar que estas reservas
• remanentes puedan extraerse posteriormente afectará sensiblemente la
• rentabilidad de los proyectos debido a la necesidad de invertir nuevamente
• en instalaciones superficiales de producción, lo cual podría implicar el
• abandono de esas reservas, es decir se estaría destruyendo valor por la falta
• de oportunidad.
•
•
1
1
1
•
•
40
e
e
19

21. lo
4. ESTRATEGIAS PARA LA IMPLANTACIÓN DE PROYECTOS DE
RECUPERACIÓN SECUNDARIA, RECUPERACIÓN MEJORADA Y
SISTEMAS ARTIFICIALES EN MÉXICO
A nivel mundial se han implantado diversos esquemas de explotación
durante la vida productiva de los yacimientos con objeto de maximizar la
recuperación de hidrocarburos. En la Tabla 3 se muestran ocho ejemplos de
seis países, incluido México, en los que se contempla la recuperación
primaria incluyendo sistemas artificiales, inyección de agua, inyección de gas
natural, nitrógeno, bióxido de carbono, combustión in-situ e inyección de
vapor, lo que pone de manifiesto la diversidad de sistemas en aplicación y
las prácticas de las empresas operadoras en la búsqueda por maximizar el
valor económico de sus reservas.
Tabla 3. Sistemas aplicados en México y otros países.
Campo Sistemas apIicados Años
Hawkins
Producción primaria 1940
'EUA'
Inyeccion de gas de combustion 1975
/ Inyección de N2 1991
Midale
Producción primaria 1954
Canadá'
Inyección de agua 1962
/ Inyección de CO2 1984
PozaRica
Producción primaria 1930
(México)
Inyeccion de agua 1951
Redistribución del agua 1962
Samaria
Producción primaria 1973
(México)
Inyeccion de agua 1977
Inyección de N2 En estudio
Tía Juana Producción primaria 1936
(Venezuela) Inyección devapor 1961
Prudhoe Bay
Producción primaria
..
1977
Alaska"
Inyeccion de agua No disponible
/ Inyección de gas No disponible
Producción primaria 1971
Ekofisk Inyección de agua 1981
(Noruega) Redistribución de agua 1991
Inyección de N2 En estudio
Producción primaria 1963
N
8
th
onian
/
Inyección de agua 1972
Inyección de gas 1982

22. En México existen 222 yacimientos en explotación, de los cuales 108 se
encuentran en etapa fluyente y 110 operan con el apoyo de sistemas
artificiales. De estos últimos, 10 tienen implementado el proceso de
recuperación secundaria por inyección de agua y 4 campos más sólo
cuentan con inyección de agua sin un sistema artificial, como se indica en la
ifl
Tabla 4.- Yacimientos de aceite con recuperación primaria y secundaria en México.
Región
Yacimientos
de aceite en
explotacion
Recuperación Primaria Recuperación Secundaria
Fluyentes Sistemas
Artificiales
Fluyentes Sistemas
Artificiales
Norte 114 52 58 1 3
Sur 82 41 32 2 7
MarinaNE 14 4 10 -- --
Marina SO 12 11 -- 1 --
Total 222 108 100 4 10
Asimismo, las reservas probadas, probables y posibles que han sido
auditadas para nuestro país, ascienden a la cifra de 57,741 MMBPCE; de las
cuales 27,621 MMBPCE, es decir el 48 por ciento, requieren para su
extracción, en un período de tiempo que permita maximizar su valor
económico, mejorar los sistemas de recuperación existentes o la
implementación de algún sistema de recuperación secundaria o mejorada,
Tabla 5 11 .
En la siguiente sección se presentan los proyectos asociados con
procesos de recuperación secundaria y mejorada en México. En primera
instancia se presentan aquellos que involucran procesos de inyección de
agua y posteriormente los correspondientes a la inyección de gas.
.
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21
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23. Tabla 5. Reservas de hidrocarburos de campos involucrados en recuperación secundaria
o mejorada
Region
No. de Reservas totales
Campos principales
campos MMBPCE
Norte 3 1,249 Arenque, Tamaulipas -
Constituciones, y Poza Rica
Sur 8 5,422 Complejo A. J. Bermúdez, Jujo
- Tecominoacán, Jacinto, y
Sitio Grande
Marina NE 4 19,104 Complejo Cantareli, Ku-
____________ Maloob-Zaap,
Marina SO 4 1,846 Abkatún-Pol-Chuc, Caan
Total 19 27,621
4.1 Proyectos de inyección de agua
4.1.1 Antecedentes
El proceso de inyección de agua se inició accidentalmente en 1890 en
los Estados Unidos y se legalizó en 1921. Durante sus primeros años tuvo un
crecimiento lento, provocado principalmente por el pobre entendimiento de
los mecanismos que lo controlan; sin embargo, el interés en su desarrollo se
• manifestó hasta fines de los años 40's y principios de los 50's. Para 1955 se
• tenían ya 2,200 proyectos en 17 estados de la Unión Americana, y para fines
• de los 80's la mitad de la producción de Estados Unidos provenía de este
e tipo de procesos3.
• En México, la inyección de agua se inició en 1951 en el campo Poza
e Rica con resultados muy positivos. Treinta años después se habían
e implementado 13 sistemas de inyección que proporcionaban 900 MBPD de
e agua a 22 campos productores de aceite. Se obtuvieron 185 MMB de aceite
e por este proceso, que representaban al 19 por ciento de la producción
e nacional y en los campos Poza Rica y Tamaulipas - Constituciones, los
e sistemas más antiguos, el 85 por ciento de su producción se atribuía a este
• proceso'.
e
22
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24. Un avance muy importante en los procesos de inyección de agua, por
tratarse de inyección simultánea en yacimientos múltiples de magnitud
variable, se registró en la década de los 60's en los campos terciarios del sur
de México. Particularmente, en los campos Cuichapa, Bacal y Cinco
Presidentes, la respuesta de la inyección de agua fue inmediata logrando el
incremento de los niveles de producción.
En el mesozoico Chiapas-Tabasco, a principios de los años 80's se
implantó el sistema de inyección de agua a los campos Sitio Grande,
Samaria-Íride, Cunduacán, Cactus y Artesa. En los dos primeros, se modificó
favorablemente la tendencia en la declinación de la presión del yacimiento y
la producción de aceite con la adecuación paulatina de los ritmos de
inyección. En los tres últimos se presentó la canalización del agua a través
del sistema de fracturas, con detrimento en la producción de aceite; por tal
motivo se suspendió el proceso de inyección en Cactus y Artesa. En el
campo Cunduacán se reorientó hacia los flancos de Samaria-lride, que junto
con Oxiacaque conforman al complejo A.J. Bermúdez por estar estos cuatro
campos hidráulicamente comunicados, Figura 5.
C UN D U2N
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IRIDE
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'Li-UJ-NAL 1 PRODUCTOR
OSAMARIA L CTR]
CUNDUAQAN OXIAÇAQUE
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IRIDE
1985
- 4 PLATANAL
SAMARIA INY UTOR
Figura 5. Esquema de ubicación de pozos inyectores en el Complejo A. J. Bermúdez
23

25. .
•
e En 1991 se inicia el primer proyecto de inyección de agua costa afuera
e en nuestro país en el sistema Abkatún-Pol-Chuc con un gasto promedio de
e inyección de 156 MBPD, atribuyéndole una producción de crudo en ese año
e de2IOMMB.
e 4.1.2 Situación actual y perspectivas
e Se tienen identificados siete campos o complejos con características
0111 adecuadas para continuar con el proceso de inyección de agua y que en
• conjunto acumularon un volumen original total de 21,522 MMB de aceite, de
e los cuales se han extraído 5,505 MMB y poseen una reserva remanente total
e de 2,995 MMBPCE, destacando el Complejo Abkatún-Pol-Chuc con el 42 por
e ciento de esa reserva (Tabla 6)1112.
00
S
Tabla 6. Principales campos sujetos a procesos de recuperación secundaria y sus
reservas totales.
Campo
Volumen
original,
MMB
Reserva
extraída,
MMB
Reserva
remanente total
MMBPCE
Factor de
recuperación
Arenque 1,190 105 147 9
Tamaulipas-Constituciones 2,606 215 151 8
Poza Rica 4,810 1,354 951 28
Cinco Presidentes 971 285 47 29
Sánchez Magallanes 1,278 168 306 13
Ogarrio 939 169 135 18
Abkatún-Pol-Chuc 9,728 3,209 1,258 33
Total 21,522 5,505 2,995
e
lo Estos campos sujetos a inyección de agua están en formaciones
homogéneas o fracturadas con características propicias para el proceso de
e imbibición del agua; presentan factores de recuperación actual que rebasan
e
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e
e
e
24

26. el 28 ciento para Poza Rica y Cinco Presidentes, y alcanzan el 33 por ciento
en el complejo Abkatún-Pol-Chuc. Este último se considera sumamente
exitoso dado el cambio inducido en el ritmo de declinación de presión, al
pasar de 9.64 Kg/cm 2 a 1.02 Kg/cm2 por año como se ilustra en la Figura 6.
La estrategia para continuar la explotación de los campos terrestres
contempla la instalación de sistemas artificiales, perforar pozos intermedios y
redistribuir el agua de inyección modificando los patrones de flujo y gastos de
inyección, lo cual permitirá incrementar los factores de recuperación.
Esta es la estrategia actual para los campos sujetos a inyección de
agua, sin embargo no se descarta que alguno de ellos pueda ser sujeto a
procesos de recuperación mejorada en un futuro, dado que aún existen
volúmenes considerables de aceite remanente susceptibles de ser
recuperados.
Figura 6. Comportamiento de la presión del Complejo Abkatún-Pol-Chuc
25

27. e
e
e 4.2 Proyectos de inyección de gas
e La reserva asociada a proyectos de recuperación mejorada por
e inyección de un gas se encuentra principalmente en los campos terrestres
e Jujo-Tecominoacán, Complejo A.J. Bermúdez, Jacinto, Sitio Grande y
e Artesa13, y los marinos Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y Caan. En estos campos
• se cuantificó un volumen original total de 67,235 MMB, de los cuales se han
e extraído 12,095 MMB y poseen una reserva remanente total de 24,626
• MMBPCE 9,10. El factor de recuperación actual varía de un 10 por ciento para
• Ku-Maloob -Zaap a 30 por ciento para el caso del campo Sitio Grande (Tabla
e 7).
LHJ
Tabla 7. Principales campos con programa para inyección de un gas.
Volumen Reserva Reserva Factor de
Campo original, Extraída remanente total recuperación Sistemas
MMB MMB MMBPCE
Complejo A. J. 11016 2,225 3,001 20 Inyección de agua e
Bermúdez inyección de N2
Jujo- 4,897 811 1,629 17 Inyección de N2
Tecominoacán
Jacinto 187 47 129 25 Inyección de gas
Sitio Grande 1,153 351 134 30 Inyección de agua e
Inyección de CO2
Artesa 172 32 41 19 Inyección deaguae
Inyección de CO2
Complejo 35,358 6,934 14,201 20 Inyección de N2
Canta rel 1
Ku-Maloob- 13,085 1,304 4,903 10 Inyección de N2
Zaap
Caan 1,367 391 588 29 Inyección de un gas
Total 67,235 12,095 24,626
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28. 4.2.1 Mecanismos de expulsión
En estos campos o complejos se han identificado diversos mecanismos
de empuje natural, predominando para los de aceite negro, cuya presión ha
caído por debajo de la presión de burbujeo, el drene por gravedad y la
expansión del casquete de gas. Asimismo, la totalidad de los yacimientos
poseen un acuífero activo de dimensiones importantes, o bien, ya han sido
sometidos a proyectos de inyección de agua como es el caso del Complejo
A. J. Bermúdez 13 y Sitio Grande. Sin embargo, en la actualidad la energía
proporcionada por estos mecanismos no es suficiente para sostener los
ritmos de extracción y la recuperación de la reserva.
Por lo anterior, en este grupo de yacimientos se requiere, a fin de evitar
la tendencia declinante de la presión, la inyección de un fluido que soporte la
operación eficiente de los pozos fluyentes en los campos Caan y Sitio
Grande, y del bombeo neumático instalado en el resto de los campos.
Además, dado que las formaciones asociadas a estos yacimientos están
constituidas por rocas de doble porosidad y por la disponibilidad de fluidos de
inyección, se ha seleccionado el nitrógeno para los complejos Cantarell, Ku-
Maloob-Zaap y A.J. Bermúdez, y el bióxido de carbono para Sitio Grande y
Artesa, dada la fuente de abastecimiento cercana de este gas en el campo
Carmito.
Para el caso de Jujo-Tecominoacán, clasificado como un yacimiento de
aceite volátil, hasta el momento se encuentra por encima de la presión de
burbujeo y los mecanismos actuantes han sido la expansión del sistema
roca-fluidos y el empuje hidráulico. En este yacimiento se requiere la
inyección de nitrógeno con el fin de mantener la presión por encima de la
presión de burbujeo, evitando la volatilización del aceite e inhibir la entrada
de agua al yacimiento a través del sistema de fracturas.
MA

29. mi
1
• Por lo que respecta al campo Jacinto y siendo éste un yacimiento de
e gas y condensado, actualmente se encuentra por encima de la presión de
e, rocío y los mecanismos actuantes, al igual que en Jujo-Tecominoacán, han
e sido la expansión del sistema roca-fluidos y el empuje hidráulico y mediante
e la inyección de gas metano se persigue mantener la presión por encima de la
e presión de rocío, evitando la condensación de líquidos y también inhibir la
e entrada de agua al yacimiento.
e Resulta importante destacar que de acuerdo a los estudios de
e laboratorio practicados los gases seleccionados garantizan una eficiencia de
• operación de los mecanismos de desplazamiento o mantenimiento de
$ presión y son compatibles con los fluidos de los yacimientos.
• 4.2.2 Avance de los proyectos
• De los proyectos anteriores, el de inyección de nitrógeno al Complejo
• Cantarell se encuentra en la etapa de implantación más avanzada y
e constituirá el proyecto de este tipo más grande del mundo que permitirá,
• además, continuar la operación del sistema de bombeo neumático y obtener
• un factor de recuperación total de 56 por ciento.
• En etapa incipiente de implantación se encuentran los campos Jacinto
e y Artesa, para los cuales actualmente se está en proceso de contratación de
• las instalaciones superficiales. Con la inyección de gas natural al campo
e Jacinto será posible, además de mantener la presión, obtener una
• recuperación de 70 por ciento del condensado original. Se tiene contemplado
e iniciar la inyección de 30 MMPCD en el tercer trimestre del año 2000. En el
e mismo periodo se inyectarán 40 MMPCD de CO 2 en el campo Artesa hasta
e alcanzar el límite económico del campo, con esto se espera incrementar su
e producción de 1,000 a 8,000 BPD.
e
e
28

30. Los campos del Complejo A. J. Bermúdez y Jujo-Tecominoacán se
encuentran en la fase de diseño de prueba piloto para inyección de N 2. Con
la implementación de este proceso se espera un factor de recuperación final
de 40 y 37 por ciento del volumen original, respectivamente. Estos procesos
están contemplados para iniciar su operación a escala de campo en el año
2002.
Los campos Ku-Maloob-Zaap, Caan y Sitio Grande se encuentran en
etapa de estudio, y se pretende iniciar los procesos en el año 2004. Para el
campo Sitio-Grande, los estudios están enfocados a la implementación de un
proceso de doble desplazamiento, que consiste en continuar la inyección de
agua e iniciar la inyección de CO2 en la cima de la estructura.
De esta manera se ha delineado en forma manera descriptiva la
estrategia que ha establecido la industria petrolera nacional, a fin de
recuperar las reservas de los principales yacimientos mediante la aplicación
de sistemas artificiales y procesos de recuperación secundaria y mejorada.
Se observa que esta estrategia está alineada con los criterios científicos,
tecnológicos y de mercado descritos en el capítulo anterior. Por otro lado, es
necesario contar con el personal capacitado para la realización de los
estudios y análisis requeridos y el asimilar las tecnologías de vanguardia en
las principales ramas de la actividad, los cuales constituyen elementos que
deben formar parte integral de esta estrategia.
Con este enfoque, la industria petrolera busca reducir el tiempo que
toma realizar las actividades de exploración, llevar a cabo de manera óptima
los proyectos orientados a la explotación de campos petroleros, mejorar el
diseño y operación de las instalaciones, elevar el nivel de la seguridad
industrial y reducir el impacto sobre el medio ambiente de las localidades en
donde opera.

31. 1
1
5. CONCLUSIONES
-,
Existe una amplia gama de esquemas de explotación susceptibles de
implantarse en cada uno de los yacimientos, sin embargo, estos deben
ser cuidadosamente analizados e implantados de manera oportuna,
considerando que pueden ser complementarios y no mutuamente
excluyentes.
La aplicación de los sistemas artificiales en México ha registrado
importantes avances, acordes con su evolución en el resto del mundo y
los requerimientos de los propios yacimientos. Por su parte, la aplicación
de los procesos de recuperación secundaria en México hasta la fecha ha
estado limitada a la inyección de agua y sólo de manera experimental a
otro tipo de procesos.
La extracción de las reservas de hidrocarburos existentes en el subsuelo
de México requiere la implantación de esquemas de explotación que
1 contemplen en forma masiva los sistemas artificiales y procesos de
1 recuperación secundaria y mejorada, mediante un análisis sistémico en la
selección del proceso y aplicando criterios técnico - económicos que
permitan tomar decisiones de manera oportuna.
La industria petrolera nacional cuenta con una estrategia alineada con las
características de los yacimientos, sus fluidos y las tecnologías
disponibles para lograr la recuperación de las reservas de hidrocarburos.
Asimismo, resulta necesario vincular dicha estrategia con una plataforma
tecnológica, sustentada en el desarrollo profesional del recurso humano,
que garantice la ejecución exitosa de los proyectos.
Por último, es necesario destacar que la implantación de estos proyectos
debe considerar las tendencias del mercado de los hidrocarburos, sus

32. precios, la disponibilidad y costos de los fluidos de inyección, la protección
al medio ambiente y la economía del país en su conjunto.
6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
R. Cossé: "Basics of Rese,voir Engineering", Institute Francais du Petrole, Gulf Publishing
Company, 1993.
Oil & Gas Journal: "New Technology, improved economics boost EOR hopes", EOR Sui'vey
and Analysis, OGJ Special, 1998.
G. Paul Willhite: " Waterflooding", SPE Textbook Series, Vol. 3.
Intere st ate oil compact commission: "Improved Oil Recoveiy", lnterst ate oil compact
commission, Oklahoma city, Oklahoma.
J. D. Clegg, S. M. Bucaram, N. W. Hein Jr.: "Recommendations and Comparisons for Selecting
Artificial Lift Methods", SPE 1993.
Kermit. E. Brown: "The Technology of Artifitial Lift Methods", Vol. 4, Penn Well Books, 1984.
Larry W. Lake: "Enhanced Oil Recove,y", Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey 07632.
M. Latil: "Enhanced Oil Recoveiy", Institute Francais du Petrole, Gulf Publishing Company,
1980.
Pemex Dirección Corporativa de Finanzas: "Estudio de mercado de hidrocarburos", Julio de
1999Pemex Exploración y Producción: "Las reservas de hidrocarburos de México", Volumen II,
1999.
PEP, "Hacia un nuevo horizonte tecnológico", Informe de Actividades de 1998, STDP, enero
de 1999.
Petróleos Mexicanos: "Memoria de Labores" 1973 a 1998.
Pemex Exploración y Producción: "Las reservas de hidrocarburos de México", Volumen II,
1999.
Carlos A. Morales Gil. "Reactivación de las Reservas en Yacimientos de la Región Sur", CIPM,
1998.
31

33. LOS ESQUEMAS DE EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS DE
HIDROCARBUROS. SUS ALCANCES, LIMITACIONES Y
COMPLEMENTARIEDAD EN LA GENERACIÓN DE VALOR
ECONÓMICO
RESUMEN
Una vez que se descubre un yacimiento de hidrocarburos con potencial
productivo, se establece un plan para su explotación que considera tanto los
aspectos técnicos de ingeniería como los económicos, con el objetivo de
mazimizar el valor económico de las reservas descubiertas.
La elaboración de este plan se basa en la información disponible del
yacimiento, con la cual se busca predecir el comportamiento futuro bajo
diferentes escenarios de explotación que nos permitan seleccionar el más
apropiado. Con lo anterior, se identifican las opciones de inversión en el
desarrollo del campo, como son la instalación de sistemas artificiales de
producción, la optimización de la infraestructura existente y prever la
implantación de un proceso de recuperación secundaria o mejorada.
La aplicación de estos esquemas de explotación no es mutuamente
excluyente y, en la mayoría de los casos, es complementaria, ya sea en
forma concurrente o en etapas sucesivas de explotación, dependiendo de las
condiciones del yacimiento, así como de la oportunidad y factibilidad de la
aplicación de alguna tecnología en particular.
En la implantación de los esquemas de explotación existen, como ya se
describen en este trabajo, varios factores que juegan un papel determinante
en la selección de la alternativa económicamente más atractiva, estos
incluyen:
1

34. .
•
• El tipo de fluido en el yacimiento.
e • El tipo de roca.
e • El fluido de inyección y su disponibilidad.
e
e El tipo de fluido en el yacimiento influye directamente en el factor de
• recuperación de hidrocarburos factible de obtenerse bajo los diferentes
* esquemas de explotación. Por ejemplo, para el caso de los yacimientos de
• aceite negro, existen dos momentos críticos en la implantación de los
e procesos de recuperación secundaria o mejorada. El primero,
e correspondiente a la inyección temprana, trata de evitar que la presión caiga
e por abajo de la presión de saturación, ya que esto podría originar la
• formación de una fase continua de gas y la pérdida de pozos productores de
e aceite por la surgencia prematura del gas. Por su parte, la inyección tardía
• está regida por la presión mínima necesaria para una operación eficiente del
• sistema artificial, dado que éste requiere que dentro del pozo se tenga una
• columna hidráulica mayor al 25 por cierto de la profundidad media del
• horizonte productor. Para ambos casos, debe buscarse prolongar la vida
e productiva de los pozos al mínimo costo de operación, y la decisión del
e momento más oportuno para la implantación deberá optar por aquella que
e represente la alternativa generadora del mayor valor económico; desde
e luego, considerando la disponibilidad de recursos y la demanda del mercado
• por este tipo de aceite. De igual manera se abordan los casos para los
• yacimientos de aceite volátil y de gas y condensado.
• En cuanto al tipo de roca del yacimiento, las características que mayor
e influencia tienen sobre esquemas de explotación son la porosidad y la
e permeabilidad. El efecto combinado de ambas propiedades en procesos de
• recuperación secundaria y mejorada determina los ritmos de extracción e
e
2

35. .
e
e
• inyección de los fluidos, así como el espaciamiento y el arreglo geométrico
e de los pozos.
e Por lo que toca al fluido a inyectar para mantener la presión del
e yacimiento, desplazar o modificar la movilidad de los hidrocarburos, la
e selección recaerá en el estudio de la interacción molecular entre el fluido
e inyectado y los hidrocarburos que constituyen la reserva. Además, habrá que
e considerar la disponibilidad del fluido seleccionado. En este contexto, existen
e dos fluidos que pueden obtenerse de manera prácticamente ilimitada para
e estos procesos: el agua y el nitrógeno, este último existente en el aire. Por lo
e que respecta a la opción de inyectar gas natural, y para el caso particular de
e México, se estima que en los próximos años la oferta sea apenas capaz de
e abastecer la demanda interna y durante algunos períodos se presente un
• déficit marginal. Ante este panorama, es obvio que debe considerarse la
• factibilidad de inyectar fluidos alternativos a este hidrocarburo, a fin de
• garantizar la mejor opción económica para la sociedad en su conjunto.
• En este sentido, el presente trabajo muestra los criterios de selección
• de los diferentes esquemas de explotación utilizados en el mundo, así como
• las estrategias para la implantación de proyectos de recuperación
• secundaria, mejorada y sistemas artificiales en nuestro país. Además, se
e comentan las experiencias, situación actual y perspectivas de los proyectos
e cuyas reservas auditadas requieren para su extracción de procesos de
• recuperación secundaria por inyección de agua, como son los campos
• Abkatún-Pol-Chuc, Poza Rica, Sánchez Magallanes, Tamaulipas-
e Constituciones, Arenque, Ogarrio y Cinco Presidentes; y, por otro lado,
• aquellos que requieren de la inyección de gases, Jujo-Tecominoacán,
e Complejo A.J. Bermúdez, Jacinto, Sitio Grande, Artesa, Cantarell, Ku-
e
UJ
e
3

36. Maloob-Zaap y Caan, entre los que destaca el Proyecto Cantareli que, sin
lugar a dudas, es el más grande del mundo en su tipo.
o
4