Tecnología de captura, uso y almacenamiento de CO2 (CCUS) con registros geofísicos de pozos

Tecnología de Captura, Uso y Almacenamiento de CO2 (CCUS) con Registros Geofísicos de Pozos
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Especialidad: Ingeniería Geofísica, Subespecialidad: Petrofísica y Registros Geofísicos de Pozos
Gran Reto de la Ingeniería Mexicana: Energía y Sustentabilidad; Recursos Naturales y Cambio Climático
TECNOLOGÍA DE CAPTURA, USO Y
ALMACENAMIENTO DE CO2 (CCUS) CON
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS
Especialidad: Ingeniería Geofísica
Subespecialidad: Registros Geofísicos y Petrofísica
Gran Reto de la Ingeniería Mexicana:
Energía y Sustentabilidad
Recursos Naturales y Cambio Climático
Dr. Enrique Coconi Morales
Doctor en Ingeniería
06 noviembre 2017
Ciudad de México CDMX

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ÍNDICE
RESUMEN EJECUTIVO ......................................................................................................3
ABSTRACT ...........................................................................................................................3
OBJETIVO.............................................................................................................................4
ALCANCE .............................................................................................................................4
INTRODUCCIÓN..................................................................................................................4
1.- TECNOLOGÍA DE CAPTURA, USO Y ALMACENAMIENTO DE CO2 (CCUS)......7
1.1.- Captura ......................................................................................................................8
1.2.- Transporte..................................................................................................................8
1.3.- Uso.............................................................................................................................9
1.4.- Almacenamiento........................................................................................................9
1.5.- Monitoreo. ...............................................................................................................11
1.6.- Recuperación Mejorada de Hidrocarburos (EOR). .................................................12
1.6.1.- Proyectos de EOR-CO2 en el mundo. ...............................................................13
1.7.- Selección de zonas de interés para Inyección o susceptibles a EOR-CO2. .............16
1.7.1.- Resultados del Pozo Inyector-Colliver 1...........................................................20
1.7.2.- Resultados del Pozo Inyector-Colliver 16.........................................................24
1.7.3.- Resultados del Pozo Productor-Colliver 12 ......................................................27
1.7.4.- Resultados del Pozo Productor-Colliver 13 ......................................................30
CONCLUSIONES................................................................................................................35
BIBLIOGRAFÍA..................................................................................................................36

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RESUMEN EJECUTIVO
Este trabajo presenta los conceptos, historia, alcances y aplicaciones de la tecnología de
Captura, uso y almacenamiento de CO2 usando Registros Geofisicos de Pozos (RGP).
Los Registros Geofísicos proporcionan información puntual valiosa acerca de las
propiedades físicas de las formaciones en las que estos Registros van midiendo.
Adicionalmente, es muy importante contar con una metodología que permita realizar una
adecuada revaluación de un yacimiento, formación e incluso un campo petrolero; todo lo
anterior con ayuda de los RGP, núcleos, muestras de canal, apoyos geológicos y sísmicos,
entre otros, para una correcta calibración.
Se presenta la aplicación a un campo petrolero real, para recuperación mejorada dentro de la
Tecnología de Captura, Uso y Almacenamiento de CO2.
Mediante del análisis de la información sobre la Recuperación Mejorada de Hidrocarburos
con CO2 es posible concluir que es una opción para mitigar las emanaciones de CO2 a la
atmosfera, así como ofrece un beneficio económico y social.
La tecnología de Captura, Uso y Almacenamiento de CO2, favorece el desarrollo industrial,
la reducción de emisiones de CO2, empleo y actividad económica.
Con la creciente industrialización en México, es necesario aplicar la tecnología CCUS para
mitigar las emanaciones de CO2 a la atmosfera, además se puede obtener grandes beneficios.
ABSTRACT
This paper presents the concepts, history, scopes and applications of CO2 capture, use and
storage technology using Geophysical Wells Logging (GWL).
Geophysical Well Logging provide valuable point-in-time information about the physical
properties of the formations in which these records are measured. In addition, it is very
important to have a methodology that allows to make an adequate revaluation of a reservoir,
formation and even an oil field; All the above with the help of the GWL, nuclei, channel
samples, geological and seismic supports, among others, for a correct calibration.
The application is presented to a real oil field for improved recovery within CO2 capture, use,
and storage technology.
By analysing information on improved recovery of CO2 hydrocarbons, it is possible to
conclude that it is an option to mitigate CO2 emissions to the atmosphere, as well as offering
an economic and social benefit.
CO2 capture, use and storage technology favors industrial development, reduction of CO2
emissions, employment and economic activity.
With the growing industrialization in Mexico, it is necessary to apply the CCUS technology
to mitigate the CO2 fumes to the atmosphere, and great benefits can be obtained.
Palabras clave
Registros Geofísicos de pozos, Evaluación de Formaciones, CO2, Tecnología de Captura,
CCUS, dióxido de carbono, almacenamiento y recuperación.

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OBJETIVO
Mostrar y analizar los conceptos de Tecnología de Captura, Uso y Almacenamiento de CO2
(CCUS) con Registros Geofísicos de pozos, que consiste en aprovechar el CO2 proveniente
de procesos industriales para producir los hidrocarburos remanentes que no pudieron ser
obtenidos mediante los procesos de recuperación primaria y secundaria.
También tiene por objetivo realizar una metodología que permita evaluar pozos para
identificar zonas de interés para aplicar EOR-CO2.
ALCANCE
Este trabajo pretende ser una fuente de consulta para los estudiantes de Ciencias de la tierra
y personas interesadas en conocer acerca de la Tecnología de Captura, Uso y almacenamiento
de dióxido de Carbono o CO2 (CCUS) con Registros Geofísicos de pozos, que tanta
importancia a tomado en años recientes.
INTRODUCCIÓN
Los métodos geofísicos se utilizan para desarrollar trabajos de exploración, caracterización
y evaluación de yacimientos en la industria petrolera. Dentro de estos métodos se pueden
incluir los Registros Geofísicos de Pozos (RGP), mismos que proporcionan información
puntual valiosa acerca de las propiedades físicas de las formaciones en las que los RGP van
midiendo. Adicionalmente, es muy importante contar con una metodología que permita
realizar una adecuada evaluación o revaluación de un yacimiento, formación e incluso un
campo petrolero; todo lo anterior con ayuda de los RGP, núcleos, muestras de canal, apoyos
geológicos y sísmicos, entre otros, para una correcta calibración.
A nivel mundial se emiten alrededor de 36 000 gigatoneladas de Gases Efecto Invernadero
(GEI) al año, de los cuales 33,535 millones de toneladas corresponden al CO2 (World
Resources Institute, 2011). Esto resulta principalmente de los sectores industriales como son:
generación de energía eléctrica; gas, petróleo y petroquímica; cemento y cal; siderurgia y
metalurgia.
De acuerdo con la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre El Cambio Climático
[CMNUCC] se define “Gases de Efecto Invernadero como aquellos componentes gaseosos
de la atmosfera, tanto naturales como antropógenos, que absorben y reemiten radiación
infrarroja.” (Artículo 1 de la CMNUCC, 1992).
Los Gases de Efecto Invernadero (GEI) son generados mediante fuentes naturales y
antropogénicas, no obstante, ahora su concentración ha ido en aumento por estas últimas, es
decir, son resultado de actividades realizadas por los humanos. Los principales gases de
efecto invernadero naturales en la atmósfera son:
 Dióxido de carbono (CO2)
 Vapor de agua (H2O)
 Metano (CH4)
 Óxido nitroso (N2O)

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Aunque el CO2 no es el único gas de efecto invernadero y su concentración en la atmósfera
sea (0.035%) una cantidad pequeña comparada con el nitrógeno (78.1%) y el oxígeno
(20.9%), su aumento representa un gran efecto en el planeta denominado cambio climático.
Se define por cambio climático, “al cambio de clima atribuido directa o indirectamente a la
actividad humana que altera la composición de la atmósfera mundial y que se suma a la
variabilidad natural del clima observada durante períodos de tiempo comparables.” (Artículo
1 de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre El Cambio Climático [CMNUCC],
1992, página. 3).
La mayor expresión del cambio climático es el calentamiento global el cual representa el
aumento de temperatura media del sistema climático y tiene una relación directa con la
emisión de gases efecto invernadero (GEI), por ende al estar presentes en la atmosfera
producen lo que se conoce como efecto invernadero.
Debido a esta problemática, en 1988 se fundó el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre
el Cambio Climático (IPCC, por sus siglas en inglés) mediante la Organización
Meteorológica Mundial (OMM) y el Programa de las Naciones Unidas para el Medio
Ambiente (PNUMA) pertenecientes a la Organización de las Naciones Unidas (ONU). Los
cuales establecieron el tratado de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el
Cambio Climático (CMNUCC) celebrada en Río de Janeiro y conocida como Cumbre para
la Tierra.
Más tarde, se aprobó el Protocolo de Kyoto anexo de la CMNUCC, el cual decreto metas
obligatorias a los sectores públicos y privados a establecer acciones que contribuyan a la
mitigación del cambio climático. Entre las acciones propuestas por el IPCC se encuentra el
Almacenamiento Geológico de Carbono conocido como CCUS (por sus siglas en inglés
Carbon Capture, Use and Storage) o CCS (Carbon Capture and Storage) (ONU, 2014).
La tecnología CCUS es un proceso que consiste en la separación del CO2 emitido por la
industria y fuentes relacionadas con la energía, su transporte, uso o almacenamiento
permanente y el monitoreo (IPCC, 2005).Dentro de la tecnología CCUS se propone el uso
del CO2 en la industria petrolera mediante la Recuperación Mejorada de Hidrocarburos con
CO2 (EOR-CO2) que permite el aprovechamiento del CO2 mediante su inyección dentro de
la formaciones contenedoras de hidrocarburos remanentes.
Para el proceso de recuperación mejorada de hidrocarburos con CO2 (EOR-CO2) es
necesario tener una evaluación de la formación y las características del yacimiento para poder
establecer los horizontes adecuados para inyectar el CO2. Esto es posible mediante la
interpretación de Registros Geofísicos de Pozos que permiten obtener parámetros
petrofísicos: porosidad, saturación de fluidos (agua, aceite y gas), permeabilidad y litología.
Además se puede determinar la profundidad, la temperatura y la presión. Aunque la mayoría
no puede medirse directamente, estos pueden inferirse mediante cálculos a partir de
mediciones físicas en la formación.
Los Registros Geofísicos de Pozos son la representación gráfica de las propiedades físicas
contra la profundidad que dan como resultado las características in situ del subsuelo y del
pozo, así como las condiciones de la tubería; son más económicos que las muestras de

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núcleos y junto con estudios geofísicos en superficie se puede obtener un estudio completo
del área.
Finalmente en países como: Estados Unidos, Canadá y Países Bajos se ha dado la iniciativa
a la Recuperación Mejorada de Hidrocarburos con CO2, mediante proyectos a escala piloto,
demostrativo y comercial, obteniendo dos grandes beneficios: la primera, aprovechar el CO2
para generar ingresos; y la segunda, mitigar el cambio climático.

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1.- TECNOLOGÍA DE CAPTURA, USO Y ALMACENAMIENTO DE CO2 (CCUS)
A principios del siglo XIX empezó la preocupación de los científicos por cambios en el clima
causadas por actividades antropogénicas, por lo que en 1988 se fundó el Grupo
Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC, por sus siglas en inglés)
mediante la Organización Meteorológica Mundial (OMM) y el Programa de las Naciones
Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA) pertenecientes a la Organización de las Naciones
Unidas (ONU).
El Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC) tiene como
objetivos evaluar la información científica relevante a:
1. El cambio climático inducido por el hombre.
2. El impacto del cambio climático inducido por el hombre.
3. Opciones de adaptación y mitigación.
En 1992 el IPCC estableció el tratado de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre
el Cambio Climático (CMNUCC) celebrada en Río de Janeiro y conocida como Cumbre para
la Tierra. Actualmente está conformada por 195 países y constituye un marco general para
los esfuerzos internacionales encaminados a encarar el problema del cambio climático (ONU,
2014).
Posteriormente, se aprobó en 1997 el Protocolo de Kyoto anexo de la CMNUCC, el cual
decretó metas obligatorias para los países industrializados en relación con las emisiones y
creó mecanismos innovadores para ayudar a estos países a cumplir esas metas. (ONU, 2014)
Todo esto tiene la finalidad de fomentar a los países, involucrando los sectores públicos y
privados a establecer acciones que contribuyan a la mitigación del cambio climático. Entre
las acciones propuestas por el IPCC se encuentran:
 Almacenamiento Geológico de Carbono conocido como CCUS por sus siglas en inglés
(Carbon Capture, Use and Storage).
 Desarrollo de tecnologías con bajas emanaciones de gases efecto invernadero (GEI).
 Uso de energías renovables/Uso de energía nuclear.
 Fomentar al cuidado de la biodiversidad.
 Poner énfasis en gases de efecto invernadero distintos al CO2.
El almacenamiento Geológico de Carbono, es un proceso que consiste en la captura,
transporte, uso o almacenamiento permanente y finalmente su monitoreo (Figura 1) (IPCC,
2005).

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Figura 1.- Principales elementos que conforman el proceso CCUS.
1.1.- Captura
Consiste en la separación del dióxido de carbono del resto de los gases que resultan de un
proceso industrial que principalmente funcione con combustibles fósiles: generación de
electricidad, refinerías, fabricación de hierro, acero, cemento, entre otros.
Es conveniente realizar una evaluación sobre las posibles fuentes de emisión de CO2, cabe
destacar que se tienen dos tipos de fuentes: naturales y antropogénicas (estacionarias y
móviles), sin embargo, actualmente solo se están tomando en cuenta las fuentes
antropogénicas de tipo estacionarias. En la actualidad los sistemas de separación consisten
en: absorción, adsorción, uso de membranas y técnicas criogénicas. También es necesario
sistemas para la captación de CO2: posterior a la combustión, previa a la combustión y
combustión oxígeno-gas.
1.2.- Transporte
Después de la captura el CO2 debe ser purificado y comprimido, debido a las propiedades
críticas. Asimismo se debe secar para evitar la corrosión y formación de hidratos de metano
(IPCC, 2005).
La distancia que involucra el transporte del CO2 de la fuente emisora al lugar de
almacenamiento influye en la reducción de emisiones de CO2, en la seguridad, salud y costos.
De acuerdo con el IPCC el transporte se puede realizar mediante:
 Gasoductos: es el sistema de transporte más común, el CO2 debe ser comprimido a una
presión de 8 MPa y los gasoductos deben conservar una temperatura de 31°C para evitar
flujos de dos fases y aumentar la densidad de CO2.Estos a su vez tienen compresores en los
extremos y en las partes intermedias las cuales sirven de impulsores.
 Buques, Camiones o vagones cisterna: El CO2 es transportado en forma líquida a temperatura
inferior (-20°C) a la temperatura ambiente y una presión de 2 MPa. En este sistema de
transporte se puede transportar hasta 30 toneladas.
 Barco: el CO2 por lo general es transportado a una presión de 0.7 MPa.
 Ferrocarril: puede transportar cantidades grandes de CO2 en vagones tipo cisterna y el CO2
debe ir a una presión de 2.6 MPa.

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1.3.- Uso
Anteriormente se omitía el término “uso del CO2” y se consideraba en el proceso de
almacenamiento, sin embargo, actualmente se le da énfasis por separado debido a que no es
almacenamiento permanente, no obstante, cuando el recurso recuperado con CO2 llega a su
fin, el sitio es candidato para el almacenamiento.
El uso representa el aprovechamiento que se puede dar al CO2 para generar ingresos y mitigar
el problema del cambio climático. El CO2 tiene gran utilidad en la industria petrolera, se
puede utilizar para la recuperación mejorada de aceite (EOR), por sus siglas en inglés
(Enhaced Oil Recovery), recuperación mejorada de gas (EGR) y recuperación de metano en
capas de carbón (ECBM, Enhaced Coal Bed Methane) (Figura 2) (Gunter, 2012).
El CO2 también se emplea en la industria química y biológica para producir: urea (producción
de fertilizantes) y metanol; así como aplicaciones directas: sector hortícola, la refrigeración,
el envasado de alimentos, la soldadura, las bebidas y extintores.
1.4.- Almacenamiento
El almacenamiento consiste en retener de manera permanente el CO2 en formaciones
geológicas profundas o en el océano, con la intención de aislar el CO2 de la atmósfera. Las
principales formaciones terrestres aptas para el almacenamiento geológico de CO2 se
encuentran en cuencas sedimentarias: yacimientos de hidrocarburos ya agotados,
formaciones salinas profundas y capas de carbón económicamente no rentables; de la misma
forma se ha analizado la posibilidad de hacerlo en basaltos, lutitas y cavidades. En cada caso
se considera la inyección en forma condensada y a profundidades mayores a los 800 m
(IPCC, 2005).
Figura 2.- Panorama general de las opciones de uso/almacenamiento de CO2
(Modificada de CO2CRC).

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De modo similar se pretende realizar el almacenamiento oceánico de dos maneras: por medio
de la inyección y la disolución en la columna de agua a profundidades mayores a 1000 m,
este último mediante gasoductos fijos o buques en desplazamiento; también inyectándolo a
profundidades mayores de 3000 m donde se espera se forme un “lago” que permita el retraso
de disolución del CO2 (Figura 3). Hasta ahora este método aún está en fase de investigación.
Figura 3.- Panorama general del almacenamiento oceánico: almacenamiento por
disolución y formando un “lago” (Modificada de CO2CRC).
Las formaciones deben tener características petrofísicas y condiciones particulares: roca
sello, porosidad, permeabilidad, profundidad, trampas para hacer posible el almacenamiento
permanente del CO2, así como la presencia de fluidos: aceite, agua, salmuera, gas.
Los modos de almacenar el CO2 en las formaciones geológicas pueden ser por diferentes
mecanismos de confinamiento:
 Físicos: atrapamientos estructurales (anticlinales, fallas) y/o estratigráficas (cambio de
facies); atrapamientos hidrodinámicos; atrapamiento por adsorción; atrapamiento residual.
 Químicos: atrapamiento por solubilidad, entrampamiento mineral.

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1.5.- Monitoreo.
El monitoreo se basa en la certeza de que el almacenamiento sea permanente, es decir, vigila
que no exista riesgo para salud, la seguridad y el medio ambiente.
J.M. Last (1988), define riesgo como “la probabilidad de daño, enfermedad o muerte bajo
determinadas circunstancias, como la exposición a una sustancia.”
Una persona que está expuesta a concentraciones de CO2 de más del 7-10 por ciento en
volumen de aire, estaría en riesgo (IPCC, 2005). Puede provocar hipercapnia, que es el
incremento de dióxido de carbono en la sangre, es una enfermedad grave produce daños
permanentes en los órganos internos y si no es tratada de inmediato puede provocar la muerte.
El monitoreo contempla los riesgos ocasionados por fugas en el proceso de almacenamiento
de CO2, que pueden ser mundiales o locales; los mundiales abarcan las liberaciones de CO2
a la atmósfera y con ello la contribución al cambio climático; los riesgos locales abarcan
perjuicios a los seres vivos y a los recursos naturales (Figura 4).
Figura 4.- Posibles vías de fugas y técnicas de saneamiento para el CO2 inyectado en
formaciones salinas (Modificada de CO2CRC).
Aún se están investigando los posibles desarrollos tecnológicos para el monitoreo, por ahora
se tienen algunas posibilidades como son el uso de métodos directos (muestreos geoquímicos
de: agua subterránea, rocas, suelo, aire; colocación de detectores de CO2) e indirectos (uso
de la geofísica: prospección geoeléctrica, prospección gravimétrica y magnética, prospección
sísmica, prospección electromagnética, registros geofísicos de pozos, percepción remota,
entre otros).

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1.6.- Recuperación Mejorada de Hidrocarburos (EOR).
Se sabe que un yacimiento de hidrocarburos tiene su propia energía, por lo que al perforar un
pozo, los hidrocarburos fluyen libremente a la superficie. A medida que pasa el tiempo, la
energía decrece y es necesario aplicar un sistema que mantenga o proporcione la energía
perdida. Con esto se tuvo que desarrollar medios que pudieran recuperar o mantener la
energía del yacimiento.
Recuperación primaria: esta etapa comienza desde la explotación de un yacimiento donde se
aprovecha la energía natural de este, es decir, es impulsado por la presión del gas o agua de
la formación. Durante el transcurso esa energía disminuye y es necesario aplicar un sistema
artificial que mantenga esa energía. Se estima que la recuperación primaria produce hasta un
30 % del petróleo contenido en el yacimiento.
Existen tres tipos de medios naturales que proporcionan la energía a un yacimiento:
 Empuje por gas disuelto.
 Empuje por una capa de gas.
 Empuje hidrostático.
Los medios artificiales que permiten la producción de petróleo dentro de la recuperación
primaria son:
 Bombeo mecánico.
 Extracción con gas o Gas Lift.
 Bombeo hidráulico.
 Pistón accionado a gas (plunger lift).
 Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible.
 Bomba de cavidad progresiva.
Recuperación Secundaria: en esta etapa el principal objetivo es mantener la presión y
desplazar los hidrocarburos hacia un pozo mediante la inyección de agua o gas externo.
Alcanza su límite cuando el fluido se inyecta en cantidades considerables y la producción
disminuye. Se estima que el factor de recuperación llega hasta un 40 % (Schlumberger,
2015).
Las etapas primarias y secundarias no son suficientes para la producción por lo que la
cantidad de petróleo que queda tiende a ser demasiado viscoso o difícil de desplazar. El
petróleo también puede quedar atrapado por capilaridad en las zonas inundadas del reservorio
o podría no ser empujado por el agua y el gas que se inyectan en parte del yacimiento.
(Comisión Nacional de Hidrocarburos [CNH], 2010)
La recuperación mejorada de hidrocarburos (EOR, por sus siglas en inglés) o recuperación
asistida o terciaria, es una tecnología que permite obtener hidrocarburos que continúan en los
yacimientos una vez que los métodos de recuperación primaria y secundaria han llegado al
límite. Aunque puede realizarse en cualquier momento durante la vida productiva de un
yacimiento petrolero. (Schlumberger, 2015)
En esta etapa, se requieren la implementación de nuevos métodos, para aumentar los factores
de recuperación de aceite y gas. En la Figura 5 se engloban las diferentes clasificaciones.
La recuperación mejorada de hidrocarburos con CO2 es de importancia debido a que es una
gas súper crítico, por lo que al ser bombeado a alta presión, este se mezcla con el petróleo,

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expandiéndolo y volviéndolo menos viscoso. La expansión impulsa el petróleo fuera de los
poros en las rocas, para que pueda fluir con más facilidad. De lo contrario si no se alcanza la
miscibilidad, la disolución del CO2 en el aceite reduce su viscosidad empujando los
hidrocarburos hacia los pozos productores, pero en menor grado. Estos dos procesos ayudan
a la recuperación mejorada de hidrocarburos (EOR-CO2).
Figura 5.- Clasificación de los métodos en la Recuperación Mejorada de Hidrocarburos
(EOR).
1.6.1.- Proyectos de EOR-CO2 en el mundo.
El primer proyecto donde se comenzó a practicar la Recuperación Mejorada de
Hidrocarburos con CO2 se realizó a principios de 1970, en la Cuenca Pérmica del Oeste de
Texas en Estados Unidos. Aunque este proyecto no pertenece a la tecnología CCUS, ha
servido como base para otros proyectos de EOR- CO2, en un principio el CO2 provenía de
fuentes naturales que venían de las regiones occidentales y después de fuentes antropogénicas

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que proceden de la producción de gas natural. El CO2 es transportado por medio de
gasoductos los cuales transportan aproximadamente 30 Mt de CO2 al año y trabajan en modo
“fase de condensación” (en forma líquida), a temperatura ambiente y a alta presión. (IPCC,
2005)
El proyecto exitoso de EOR dentro de la tecnología CCUS es el yacimiento Weyburn, se
encuentra a 130 kilómetros de la ciudad de Regina en la provincia de Saskatchewa, Canadá.
Fue descubierto en 1954 como productor de aceite a una profundidad de 1400 m en la
Formación Charles que pertenece al Mississipico. El CO2 es transportado por medio de una
tubería de 330 km a muy alta presión (aproximadamente 152 bar), que lo convierte en un
líquido súper crítico (un líquido de alta densidad y fluye fácilmente).
Este proyecto es operado por la compañía Encana, por lo que su escala es comercial, tiene
un total de 720 pozos; 37 pozos de inyección y el petróleo fluye por los 145 pozos
productores. Un poco del CO2 retorna a los pozos productores, pero éste es reciclado,
comprimido y reinyectado junto con el gas de la tubería.
El gobierno canadiense cree que el uso y almacenamiento subterráneo profundo de CO2
contribuirá a lograr sus metas establecidas en el Protocolo de Kyoto de 1997, que exige una
reducción en las emisiones de gas de efecto invernadero en un promedio del 5 %
(Schlumbereger Excellence in Education Development, [SEED], 2015). Se estima que
aproximadamente 20 millones de toneladas de CO2 se inyectarán y se mantendrán
almacenadas permanentemente a 1 400 m durante el proyecto (Figura 6).
Figura 6 Gráfica que representa la cantidad de barriles por día obtenidos mediante la
Recuperación Mejorada de Hidrocarburos (EOR) en Weyburn, Canadá. (Modificado de
SEED, 2015)

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Otro caso es el proyecto K12B que consiste en la recuperación mejorada de hidrocarburos
(gas natural), ubicado en Holanda, en la reserva Rotliegende Sandstone. Este proyecto
consiste en recuperar el gas natural mediante la inyección de CO2 que proviene de la misma
reserva, a 3 800 m de profundidad. La inyección empezó en 2004 y aunque la escala del
proyecto es demostrativa se estima que la capacidad de inyección ascienda a 200 kt CO2/año,
aunque en la fase final se espera alcanzar las 310-475 kt CO2/año. Este proyecto es financiado
por el Gobierno de Holanda, dentro del proyecto CRUST, cuya finalidad es realizar un
inventario de los lugares aptos para almacenamiento de CO2 en el país.
Además del proyecto de Weyburn y K12B, existen otros proyectos exitosos de CCUS, que
se pueden clasificar (Figura 7) de acuerdo al tipo de operación de almacenamiento:
 Recuperación mejorada de hidrocarburos (EOR)
 Recuperación de metano en capas de carbón (ECBM)
 Acuíferos Salinos profundos.
 Capas de carbón no rentables.
 Campos agotados de hidrocarburos.
Figura 7.- Clasificación de lugares donde se ha llevado a cabo, ésta en curso o se ha
previsto el almacenamiento de CO2. (Modificada de IPCC, 2007)
De acuerdo con el IPCC los proyectos de CCUS se pueden clasifican de acuerdo a su escala
de desarrollo en:
 PILOTO (<20 kt de CO2/año) - la finalidad es obtener toda la información posible que
permita estudiar el comportamiento en cada proceso y contribuya a futuros proyectos.
 DEMOSTRATIVO (<500 kt de CO2/año) - pretende comprobar la eficiencia en cada
proceso del CCUS.
 COMERCIAL (>500 kt de CO2/año) - se realizara al saber que ha sido probada la
tecnología y se considera que su desarrolló generara beneficios económicos y/o sociales.

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1.7.- Selección de zonas de interés para Inyección o susceptibles a EOR-CO2.
Esta metodología se presenta en la Figura 8, se procesaron los Registros Geofísicos de Pozos
para obtener la interpretación: litología, parámetros petrofísicos y finalmente la selección de
horizontes inyectores. Además se utilizaron cuatro pozos de los cuales dos son inyectores y
dos productores todos pertenecientes al campo Hall Gurney, Kansas.
La determinación de litología es útil cuando se tienen dos o más minerales. De forma analítica
se genera un sistema de ecuaciones donde las incógnitas son los volúmenes de las distintas
litologías (ecuación 1 y Figura 9).
Figura 8.- Metodología usada para la tecnología EOR-CO2.
𝛥𝑡 = 𝜙𝛥𝑡 𝑓 + 𝑉1 ∗ 𝛥𝑡1 + 𝑉2 ∗ 𝛥𝑡2 + 𝑉3 ∗ 𝛥𝑡3 …
𝜌 = 𝜙 𝜌𝑓 + 𝑉1 ∗ 𝜌1 + 𝑉2 ∗ 𝜌2 + 𝑉3 ∗ 𝜌3 …
𝜙 𝑁 = 𝜙 𝑁𝑓 + 𝑉1 ∗ 𝛥𝜙 𝑁1
+ 𝑉2 ∗ 𝜙 𝑁2
+ 𝑉3 ∗ 𝜙 𝑁3 …
1 = 𝜙 + 𝑉1 + 𝑉2 + 𝑉3 …
1
Como ya se ha mencionado, la permeabilidad no se puede obtener directamente mediante
RGP, no obstante estos son útiles para estimarla. Hay dos ecuaciones muy usadas para
obtener la permeabilidad:
 Ecuación de Timur.
 Ecuación de Morris y Biggs.

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Haciendo uso de la fórmula de Timur (ecuación 2), la cual relaciona la porosidad con la
saturación de agua irreducible y la porosidad (figura 10).
𝐾 = 8.58102 ∗ (
𝜙4.4
𝑆 𝑤𝑐
2)
2
Donde:
K = Permeabilidad [mD].
Φ = Porosidad [%].
Swc = Saturación de agua irreducible [%].
Figura 9.- Determinación de la litología.

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Figura 10.- Estimación de la permeabilidad.
La gran ventaja al determinar zonas de paga es que se pude calcular el volumen de
hidrocarburos y delimitar las zonas de interés. En recuperación mejorada de hidrocarburos
con CO2 (EOR-CO2) es necesario proponer zonas de interés, ya que se requiere conocer si
hay existencia de hidrocarburos remanentes, en base a esto se podrá seleccionar los intervalos
a inyectar. Por consiguiente, es necesario proponer límites de corte (cutoff), cabe mencionar
que cada activo tiene valores de corte de acuerdo a sus necesidades. En consecuencia se
aplicaron los siguientes valores:
 Saturación de agua (Sw) ≤ 50 %.
 Volumen de arcilla (Vcl) ≤ 50 %.
 Porosidad efectiva (Φe) ≥ 5 %.
Se hace uso del registro GR y los intervalos que no cumplan con las tres condiciones no se
consideran zonas de paga.

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Figura 11.- Determinación de Zonas de Paga.
En la Figura 11 se puede apreciar que hay dos colores significativos: verde y rojo. El verde
representa los intervalos que cumplieron por lo menos con una condición y se les denomina
zonas de reserva (RESFLAG) y las del color rojo al cumplir las tres condiciones zonas de
paga (PAYFLAG).
De acuerdo con lo antes descrito, se puede realizar una selección de los intervalos
susceptibles a inyectar, se propone los intervalos que estén limitados por capas de arcilla, con
buena porosidad y permeabilidad; y principalmente que tengan una saturación de
hidrocarburos remanentes considerables.
En este trabajo solo se tuvo acceso a cuatro pozos que corresponden a dos pozos inyectores
y dos productores. La interpretación se inicia con los dos pozos inyectores: Colliver 1 y
Colliver 16; posteriormente los dos pozos productores: Colliver 12 y Colliver 13.
Lo que se pretende con la metodología propuesta es identificar zonas de interés, es decir, que
cumplan con las siguientes características: contengan hidrocarburos remanentes, alta
porosidad y permeabilidad; espesores considerables y finalmente que estas zonas estén
limitadas por cuellos arcillosos para prevenir fugas.
La zonificación de los pozos se realizó mediante reportes geológicos, datos de núcleos y
comportamiento de los RGP. En la Figura 12 se muestran las formaciones correspondientes
para cada pozo, así como la profundidad a la que se encuentran.

20
Figura 12.- Formaciones representativas para cada pozo
1.7.1.- Resultados del Pozo Inyector-Colliver 1
El pozo Colliver 1 es usado como pozo inyector, tiene una profundidad de 15-3126 ft. Su
zonificación se realizó mediante reportes geológicos e información de núcleos. Contiene los
siguientes registros (Figura 13):
 Caliper.
 Potencial Espontáneo.
 Rayos Gamma.
 Resistividad-Inducción.
 Densidad.
 Neutrones.
 Factor Fotoeléctrico.
De manera general al evaluar el pozo mediante la zonificación propuesta, se obtiene que los
registros de Potencial Espontáneo y Rayos Gammas tienen valores bajos que corresponden a
formaciones permeables y con bajo contenido de arcilla. Los registros de resistividad tienen
valores altos por lo que se puede asociar con carbonatos o hidrocarburos, además suele
presentarse que la curva AHT90 es mayor a AHT10 que resulta en presencia de
hidrocarburos. Los valores del registro neutrón muestra valores altos que se relacionan con
una buena porosidad. El registro de densidad presenta valores altos que se vincula cuando
hay carbonatos, además existe cruce entre estas curvas (neutrón-densidad) lo que resulta de
presencia de gas. El factor fotoeléctrico tiene valores de cinco B/E que corresponden a
calizas. Con todo esto se interpreta que el pozo Colliver 1 consta de calizas, dolomía y arcilla,
tiene buena porosidad efectiva y permeabilidad. Con respecto a las zonas de paga se puede
decir que las zonas de interés son las formaciones Lansing C y Lansing G.

21
Figura13.-EvaluacióncompletadelPozoColliver1.

22
Formación Lansing C
Se encuentra en el intervalo 2889-2954 ft, su espesor es de 64 ft y está conformada
principalmente por calizas y en menor cantidad dolomía y arcillas. Esta formación se puede
interpretar en cuatro divisiones (Figura 14):
1) Zona uno (2889-2908 ft) los registros de GR y SP presentan valores bajos (representan
formaciones con bajo contenido en arcilla), resistividades altas (presencia de carbonatos o
hidrocarburos), neutrón alto (buena porosidad), densidad baja y PEF con valores de tres
(dolomías) y cinco (calizas). También se puede observar que a la profundidad de 2898 ft la
curva neutrón-densidad se cruzan, por lo que es un indicio de presencia de gas.
2) Zona dos se encuentra entre 2908-2927 ft y se obtienen valores bajos en general de SP y GR
(carbonatos), resistividades muy altas (carbonatos o hidrocarburos), neutrón y densidad se
unen (indicio de calizas) y valores de cinco en PEF (calizas).
3) Zona tres (2927-2937 ft) aquí hay un cuello arcilloso y el registro GR tiene valores muy altos
y en la curva SP se observa una tendencia hacia la línea de lutitas, resistividades bajas,
neutrón alto, densidad medio baja (presencia de arcilla) y PEF con valores de cuatro (calizas
dolomitizada).
4) Zona cuatro es la parte más baja (2937-2947ft) hay intercalaciones entre caliza, dolomía y
arcillas. A la profundidad de 2935 ft los registros GR y SP tienen valores bajos (capas
permeables), resistividades altas (carbonatos o hidrocarburos), las curvas neutrón-densidad
se cruzan por lo tanto hay presencia de gas y PEF con valores de cinco (calizas).
Figura 14.- Interpretación de la Formación Lansing C, Pozo Inyector-Colliver 1.
Debido a que la Formación Lansing C representa una zona de interés se estimó:
 Volumen de hidrocarburos: 28,427 barriles.
 Porosidad efectiva promedio de 11%.
 Permeabilidad promedio de 10 mD.
 Espesor de interés 20 ft.
1
2
3
4

23
 Cuellos arcillosos: en la parte superior se encuentra la formación Lansing B y en la parte baja
a 2927 ft.
Formación Lansing G
Se encuentra a una profundidad de 2954-3006 ft, con un espesor de 56 ft. En general está
compuesta por caliza y tiene bajo contenido de arcilla aunque en la parte superior se puede
encontrar dolomía. Para su interpretación se dividió en tres zonas (Figura 15):
1) La zona uno comprende de 2947-2962 ft. De acuerdo con los registros se puede observar
valores bajos en SP y GR que corresponden a una formación poco arcillosa, resistividades
altas (carbonatos o hidrocarburos), valores medios en densidad (presencia de arcilla), valores
de neutrón altos (buena porosidad), y el PEF en su mayoría valores de cinco (calizas).
2) La zona dos comprende 2962-2976 ft. Los registros de GR y SP tienen valores bajos,
resistividades intermedias (combinación de agua, carbonatos e hidrocarburos), neutrón alto
(porosidad alta), densidad baja y PEF valores de cinco (calizas).
3) La zona tres se encuentra entre 2976-3006 ft. El registro de GR y SP tienen valores bajos,
resistividades de 20 Ωm, neutrón valores bajos, densidad alta (carbonatos) y PEF con valores
entre tres (dolomía) y cinco (caliza), aunque a la profundidad de 2983 ft y 3001 ft hay
variaciones.
Figura 15.- Interpretación de la Formación Lansing G, Pozo Inyector-Colliver 1.
Por consiguiente se estimó los parámetros de interés para la Formación Lansing G:
 Volumen de hidrocarburos: 5, 542 barriles.
 Porosidad efectiva promedio de 9%.
 Permeabilidad máxima de 10 mD.
 Cuellos arcillosos: en la parte superior a 2942 ft que se encuentra en los límites con la
formación Lansing C y en la parte subyacente en la formación Lansing H a 3009 ft.
1
2
3

24
1.7.2.- Resultados del Pozo Inyector-Colliver 16
Este pozo también funciona como inyector, tiene una profundidad de 0-3255 ft. Tiene los
siguientes registros:
 Potencial Espontaneo.
 Rayos Gamma.
 Resistividad (Laterolog e Inducción).
 Densidad.
 Sónico.
 Neutrón.
 Factor Fotoeléctrico.
Con la metodología antes propuesta se obtuvo los siguientes resultados para el pozo Inyector-
Colliver 16: rayos gammas y potencial espontáneo valores bajos, valores promedio de 25 Ωm
en resistividad, valores altos en densidad, sónico y neutrón; en PEF valores de tres (dolomía)
y cinco (calizas). Con esto se interpreta que hay una litología de calizas, dolomías y arcilla.
Una porosidad efectiva promedio de 6 % y una permeabilidad de 6 mD, de acuerdo con las
zonas de paga, las formaciones de interés del pozo Colliver 16 son Lansing C y Lansing G
(Figura 16):
Formación Lansing C.
La formación Lansing C se encuentra en el intervalo 2873-2920 ft, su espesor es de 47 ft y
está conformada principalmente por calizas y en menor cantidad dolomía y arcillas. Para su
interpretación se dividió en tres zonas (Figura 17):
1) Zona uno, va de 2873-2880 ft, Analizando los registros se obtiene: valores intermedios en
GR y SP (formaciones con contenido de arcilla), resistividades intermedias (combinación
agua y carbonatos), valores bajos en sónico, valores altos en densidad (carbonatos), valores
bajos en neutrón (baja porosidad) y PEF valores de cuatro (calizas dolomitizadas).
2) Zona dos, 2880-2897 ft los registros GR y SP tienen valores bajos (formaciones permeables),
resistividades altas (caliza o hidrocarburos), sónico bajo, densidad intermedia (combinación
entre arcilla y calizas), neutrón alto (porosidad alta) y PEF valores entre tres (dolomías) y
cinco (calizas).
3) Zona tres 2897-2920 ft, tiene valores bajos en GR y SP, resistividades altas (carbonatos),
sónico bajo, densidad intermedia (combinación entre arcilla y calizas), neutrón bajo (baja
porosidad) y PEF con valores de cinco (calizas).
Al Proponer a la formación Lansing C como una zona de interés se estimó los siguientes
parámetros:
 Porosidad efectiva máxima de 11%.
 Permeabilidad máxima de 7 mD.
 Cuellos arcillosos: en la parte superior por la formación Lansing B y en la parte subyacente
en los límites con la formación Lansing G.

25
Figura16.-EvaluacióncompletadelPozoInyector-Colliver16.

26
Fig. 17.- Formación Lansing C del Pozo Colliver 16.
Formación Lansing G
La formación Lansing G comprende 2918-2998 ft, tiene un espesor total de 80 ft. Para la
interpretación de la formación Lansing G se dividió en tres zonas (Figura 18):
1) Zona uno, comprende 2918-2940 ft, está caracterizada por intercalaciones de caliza, dolomía
y arcilla, por lo que los registros varían continuamente. Se observa un cuello arcilloso a la
profundidad de 2918 ft. Hay presencia de agua.
2) Zona dos 2940-2972 ft, en esta zona los registros se comportan de forma constante teniendo
valores de GR bajos y SP intermedios (intercalaciones de carbonatos con arcilla),
resistividades de 20 Ωm, sónico bajo, densidad y neutrón valores intermedios, PEF valores
de cuatro (calizas dolomitizadas). Hay presencia de agua e hidrocarburos.
3) Zona tres 2972-2998 ft, está representada valores bajos en GR, SP intermedio, resistividades
de 20 Ωm, sónico muy bajo, densidad alta (carbonatos), neutrón bajo y PEF con valores de
cinco (calizas).Existe una pequeña cantidad de agua e hidrocarburos.
Al ser una formación de interés se obtuvieron los siguientes datos:
 Porosidad efectiva máxima de 12%.
 Permeabilidad máxima de 3.5 mD.
 Espesor de interés 8.5 ft.
 Cuellos arcillosos: en los límites con la formación Lansing C y en la parte subyacente en los
límites con la formación Lansing H.
3
1
2

27
Figura 18.- Formación Lansing G, Pozo Inyector-Colliver 16.
1.7.3.- Resultados del Pozo Productor-Colliver 12
El pozo Colliver 12 va de 2869-2940 ft. La zonificación del pozo se realizó mediante reportes
geológicos. Es un pozo productor y contiene los siguientes registros (Figura 19):
 Rayos Gamma.
 Neutrón.
Debido a la falta de información con respecto a los RGP en el pozo Colliver 12, la
metodología propuesta no se llevó a cabo de manera completa por lo que solo se pudo obtener
la temperatura, volumen de arcilla, porosidad efectiva y volumen de la matriz.
Los resultados generales del pozo Colliver 12 son: los valores de Rayos Gamma son bajos
(capa permeable con poco contenido de arcilla) y neutrón valores altos (buena porosidad).
Con respecto a los pozos anteriores se propuso la formación Lansing C (2870-2923 ft) como
zona de interés (Figura 20).
 Porosidad efectiva promedio: 12 %.
 Cuellos arcillosos: Se encuentran en la formación Lansing A y Lansing B.
3
1
2

28
Figura 19.- Registros Geofísicos de Pozos, Pozo Productor-Colliver 12.

29
Figura20.-EvaluacióncompletadelPozoProductor-Colliver12.

30
1.7.4.- Resultados del Pozo Productor-Colliver 13
El pozo Colliver 13 está en el intervalo de 15-2927 ft. Se zonifico mediante reportes
geológicos. Es un pozo productor y contiene los siguientes registros (figura 21):
 Rayos Gamma.
 Neutrón.
De forma general se describen el comportamiento de los registros: Rayos Gamma bajos
(formación permeable) y neutrón con valores intermedios.
De acuerdo con los otros pozos se propuso como zona de interés la formación Lansing C
(2891-2927 ft), tiene buena porosidad en los extremos y se estimó lo siguiente:
 Porosidad efectiva promedio: 9 %.
 Cuellos arcillosos: Se encuentran en la formación Toronto (figura 22).
Figura 21.- Registros Geofísicos de Pozos, Pozo Productor-Colliver 13.
Finalmente para correlacionar los pozos se muestra la figura 23, que representa la relación
de las formaciones en los diferentes pozos. La figura 24 muestra el comportamiento de
registro rayos gamma en cada uno de pozos con sus respectivas formaciones y la figura 25
muestra a los cuatro pozos con su respectiva porosidad efectiva.

31
Figura22.-EvaluacióncompletadelPozoProductor-Colliver13

32
Figura23.-CorrelacióndePozosdeacuerdoconlasformaciones.

33
Figura24CorrelacióndePozosdeacuerdoconelregistrodeRayosGamma.

34
Figura25.-CorrelacióndePozosmediantelaPorosidadEfectiva.

35
CONCLUSIONES
 A partir de la metodología propuesta anteriormente y aplicada al caso particular del Proyecto
Piloto del Campo Hall-Gurney, se propone la Formación Lansing C como el intervalo ideal
para la inyección del CO2 en los pozos inyectores: Colliver 1 y Colliver 16.
 La metodología propuesta es útil para evaluar pozos candidatos a EOR-CO2 y obtener los
requisitos indispensables que deben cumplir las formaciones susceptibles a inyección:
contenido de hidrocarburos remanentes, alta porosidad y permeabilidad; espesores
considerables y finalmente que estas zonas estén limitadas por cuellos arcillosos para
prevenir fugas.
 La metodología propuesta tuvo resultados satisfactorios debido a que las formaciones
productoras de hidrocarburos (Lansing C y Lansing G) concuerdan con los reportes
geológicos y los antecedentes del campo.
 Conocer la porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos (agua, aceite y gas) son
parámetros petrofísicos indispensables para estudios de EOR-CO2, que mediante los
Registros Geofísicos de Pozos se pueden obtener.
 Mediante del análisis de la información sobre La Recuperación Mejorada de Hidrocarburos
con CO2 es posible concluir que es una opción para mitigar las emanaciones de CO2 a la
atmosfera, así como ofrece un beneficio económico y social.
 La tecnología de Captura, Uso y Almacenamiento de CO2, favorece el desarrollo industrial,
la reducción de emisiones de CO2, empleo y actividad económica.
 Con la creciente industrialización en México, es necesario aplicar la tecnología CCUS para
mitigar las emanaciones de CO2 a la atmosfera, además se puede obtener grandes beneficios.

36
BIBLIOGRAFÍA
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by the American Geological Institute.
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ESIA Ciencias de la Tierra I.P.N.
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