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MEXICO
IOR-EOR:
Una oportunidad histórica para México
ESPECIALIDAD: Ingeniería Petrolera
Edgar René Rangel Germán
Doctor en Ingeniería Petrolera
26 de Febrero de 2015
México, Distrito Federal
IOR-EOR
CONTENIDO
Página
1 Resumen ejecutivo.
3
2 Introducción.
5
3 Recuperación Mejorada (EOR), Recuperación
9
Avanzada (IOR) y otras definiciones relevantes.
4 IOR-EOR vs otras alternativas.
18
5 Metodología para la selección de cadidatos.
34
6 Potencial de México.
45
7 Casos con mayor potencial para el IOR-EOR.
50
8 Requerimientos para su implementación.
58
9 Retos.
65
10 Conclusiones.
68
11 Referencias.
69
12 Bibliografía.
71
Agradecimientos.
74
Currículum Vitae.
75
2
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
1. RESUMEN EJECUTIVO
En la industria del petróleo, se considera que en términos generales 30
al 35% del petróleo original en sitio será recuperable al final del período
de producción (convencional); sin embargo, los avances en tecnología,
como la recuperación mejorada de petróleo (EOR) hacen posible acceder
a reservas adicionales muy importantes (NPC, 2007).
A pesar de los vastos recursos de hidrocarburos que México posee (aprox.
265,000 mmbpce1 de volumen remanente), la producción continúa
declinando, al igual que las reservas.
Existen diversas actividades para incrementar reservas que pueden, en
su momento, contribuir a la plataforma de producción: (i) incorporación
de volúmenes nuevos a través de la exploración, (ii) delimitación de
campos, (iii) desarrollo de campos, (iv) revisiones como resultado de la
adquisición y el análisis de nueva información.
El desarrollo de campos ha evolucionado gracias al perfeccionamiento de
técnicas que permiten obtener recuperación adicional de hidrocarburos en
yacimientos conocidos. A este conjunto de técnicas se les conoce como
recuperación avanzada y recuperación mejorada o IOR-EOR, por sus
siglas en inglés (Improved Oil Recovery y Enhanced Oil Recovery).
El objetivo de este trabajo es traer a la atención de la Academia de
Ingeniería y de sus Académicos el gran potencial con el que cuenta
nuestro país para incrementar la producción y las reservas de
hidrocarburos a través de métodos y técnicas de Recuperación Avanzada
y Mejorada (IOR-EOR, por sus siglas en inglés) aplicables durante las
actividades (iii) y (iv); así como la necesidad como país de dedicar
recursos financieros, tecnológicos y humanos a estos esfuerzos.
Comparando los nuevos descubrimientos versus la recuperación
adicional, “la mayor parte del suministro mundial de petróleo no proviene
de los nuevos descubrimientos, sino de las reservas y la recuperación
adicional. Cuando un campo es descubierto por primera vez, se sabe muy
poco de él, y las estimaciones
de un volumen son limitadas y
generalmente conservadoras. Conforme el campo se desarrolla, se tiene
un mejor conocimiento de sus reservas y su producción. De acuerdo con
un estudio del United States Geological Survey, el 86% de las reservas
1
Información al 1 de enero de 2014.
3
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
de petróleo en Estados Unidos no son el resultado de lo que se estimó
durante la etapa de descubrimiento, sino más bien del proceso de revisión
de información y de recuperación adicional durante la etapa de
desarrollo2.
Los esfuerzos realizados en estos temas en México no han sido
proporcionales al potencial disponible. El documento presente enfatiza los
beneficios que se obtendrían si un grupo razonable de campos se
desarrollaran a través de un programa agresivo de estos métodos y
técnicas. Una de las premisas fundamentales del presente trabajo es:
“abandonar el pensamiento tradicional sobre la aplicación de estas
técnicas cronológicamente (recuperación primaria, recuperación
secundaria, recuperación terciaria y recuperación cuaternaria), y
proponer la inclusión del IOR-EOR desde el inicio del desarrollo de los
campos petroleros, cuando sus sistemas roca-fluido así lo sugieran”.
Se presenta un análisis de los volúmenes accesibles a través del IOR-EOR
vs otras alternativas como la exploración en aguas profundas y los
recursos no convencionales. Se concluye que los órdenes de magnitud
son diferentes y los riesgos geológicos y operativos son diferentes,
favoreciendo, aparentemente, los proyectos de IOR-EOR.
Con base en fundamentos teóricos, se desarrolla una metodología para la
identificación de las mejores oportunidades, priorizadas de acuerdo a su
potencial y los resultados numéricos para los campos de México. Se hace
una descripción particular para algunos casos mexicanos. También se
mencionan los retos para su implementación así como algunas
recomendaciones para su desarrollo a través de los diversos capítulos.
Palabras clave: Reservas, Tasa de Restitución de Reservas (TRR),
Recuperación Avanzada (IOR), Recuperación Mejorada (EOR), Factor de
Recuperación (FR), Aceite Remanente, Aceite Residual, Aceite no Barrido, Aceite
Incremental Recuperado (AIR), Campo Maduro, Campo Café (Brownfield),
Campo Marginal, Recuperación Incremental, Eficiencias de Desplazamiento,
Minería de Datos, Jerarquización Bayesiana, Recuperación mejorada con
químicos, Sudación Inteligente.
2
Yergin, 2011.
4
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
2. INTRODUCCIÓN
La Industria Petrolera en México se ha visto afectada, en años recientes,
por la declinación pronunciada de la producción de petróleo y el
decremento en las reservas de hidrocarburos (Figuras 2.1 y 2.2), pasando
de un máximo histórico de producción promedio de 3.38 millones de
barriles de petróleo por día (mmbpd) en 2004, con un pico promedio de
3.45 mmbpd a inicios de ese año, a 2.23 mmbpd a enero de 2015, lo cual
es equivalente a perder 300 bpd diariamente (Figuras 2.1 y 2.2). Esta
declinación se ha debido principalmente a la declinación de los principales
yacimientos de los campos Akal y Ku (el segundo, proporcionalmente en
menor medida).
La plataforma de producción podría verse todavía más afectada a la baja
a la luz de la franca declinación del campo Ku, y en los próximos años de
los campos Zaap y Maloob.
Existen diversas actividades para incrementar reservas que pueden, en
su momento, contribuir a la plataforma de producción: (i) incorporación
de volúmenes nuevos a través de la exploración, (ii) delimitación de
campos, (iii) desarrollo de campos, (iv) revisiones como resultado de la
adquisición y el análisis de nueva información.
Figura 2.1 Histórico de producción de aceite3.
3
Comisión Nacional de Hidrocarburos, 2015.
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Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Figura 2.2 Histórico de reservas probadas de aceite3.
Similarmente, la Tasa de Restitución de Reservas (TRR) no ha visto sus
mejores años. La TRR es el volumen restituido de reservas en cada una
de las categorías en comparación con la producción total del año anterior,
derivada de la actividad de incorporación exploratoria, delimitación de
campos, desarrollo de campos y revisiones entre el volumen producido en
el mismo periodo. Como se observa en la Figura 2.3, los valores actuales
de la tasa de restitución integral de reservas son los más bajos en los
años recientes.
Figura 2.3. Histórico de tasa de restitución de reservas
a nivel nacional3.
6
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
El objetivo de este trabajo es traer a la atención de la Academia de
Ingeniería y de sus Académicos el gran potencial con el que cuenta
nuestro país para incrementar la producción y las reservas de
hidrocarburos a través de métodos y técnicas de Recuperación Avanzada
y Mejorada (IOR-EOR, por sus siglas en inglés) aplicables durante las
actividades (iii) y (iv); así como la necesidad como país de dedicar
recursos financieros, tecnológicos y humanos a estos esfuerzos.
Los esfuerzos realizados en estos temas en México no han sido
proporcionales al potencial disponible. El documento presente enfatiza los
beneficios que se obtendrían si un grupo razonable de campos se
desarrollaran a través de un programa agresivo de estos métodos y
técnicas. Una de las premisas fundamentales del presente trabajo es:
“abandonar el pensamiento tradicional sobre la aplicación de estas
técnicas cronológicamente (recuperación primaria, recuperación
secundaria, recuperación terciaria y recuperación cuaternaria), y
proponer la inclusión del IOR-EOR desde el inicio del desarrollo de los
campos petroleros, cuando sus sistemas roca-fluido así lo sugieran”.
Actualmente, existe discrepancia y confusión entre la Industria, la
Academia y la comunidad científica internacional sobre las diferencias
entre Recuperación Avanzada (IOR) y Recuperación Mejorada (EOR); así
como entre campos maduros, campos cafés (brown fields) y campos
marginales, que han sido considerados tradicionalmente como candidatos
para la aplicación de estas técnicas, ya sea para recuperación incremental
o remediación. El capítulo 3 es dedicado precisamente a describir las
definiciones con mayor consenso y conceptos teóricos de tal forma que el
documento primeramente sea auto contenido y, por otro lado, facilite el
seguimiento del resto de los capítulos y las propuestas aquí incluidas. Se
presentan los enfoques y escalas tanto para la Recuperación Avanzada
(IOR) como para la Recuperación Mejorada (EOR), estableciendo con
claridad las diferencias entre éstas.
En el capítulo 4 se presenta un análisis comparativo entre los volúmenes
accesibles a través del IOR-EOR con respecto a otras alternativas de gran
potencial como la exploración costa afuera (con énfasis en aguas
profundas) y la explotación de recursos no convencionales como lutitas,
esquistos o pizarras aceitíferas o gasíferas conocidos como shale oil y
shale gas, respectivamente. Se incluye un análisis histórico de la
incorporación de reservas gracias a los esfuerzos exploratorios en los
Estados Unidos y en México, así como ejemplos internacionales de la
aplicación exitosa del IOR-EOR en el mundo, en donde se han incorporado
reservas (materializadas en producción), alcanzado volúmenes que
hubiese sido imposible obtener a través de técnicas tradicionales.
7
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
En el capítulo 5 se presenta una metodología de reciente creación
resultado de la combinación de dos enfoques distintos: (uno) la aplicación
de metodologías clásicas de escrutinio para la selección del método de
EOR más adecuado para los yacimientos de un campo, utilizando las
variables típicas para describir un sistema roca-fluido; y (dos) a través
del diseño matemático de un modelo para la aplicación de múltiples
herramientas de minería de datos: (a) modelos lineales, (b) árboles de
decisión, (c) análisis de clusters y (d) probabilidad condicional utilizando
el teorema de Bayes. Similarmente al primer enfoque, se utilizan las
variables consideradas en los enfoques tradicionales. Esta metodología
permite identificar las mejores técnicas de EOR, y priorizar los
yacimientos y campos con base en los volúmenes potencialmente
recuperables.
En el capítulo 6 se utiliza como caso de estudio el inventario de campos
de México, obteniendo resultados que permiten identificar los mejores
candidatos (yacimientos) para la aplicación de métodos y técnicas de IOREOR, así como priorizarlos con el objetivo de obtener una cartera de
proyectos de recuperación avanzada y mejorada.
En el capítulo 7 se discuten los campos que, en la opinión del autor,
cuentan con el mayor potencial para el IOR-EOR como son Akal, Ku, Zaap
y Maloob, los que componen el proyecto Aceite Terciario del Golfo
(Chicontepec), así como los de aceite extra-pesado como Kayab, Pit,
Ayatsil, Cacaliao, Pánuco y Samaria Neógeno.
En el capítulo 8 se describen los retos identificados que probablemente
cualquier institución enfrentará en la aplicación exitosa de los métodos de
IOR-EOR.
En el capítulo 9 se describen brevemente los requerimientos para su
implementación. Se enlistan las condiciones que propician la práctica de
los métodos de IOR-EOR.
En el capítulo 10 se presentan las conclusiones en dónde se enfatiza la
importancia de la aplicación de métodos de IOR-EOR y los resultados más
sobresalientes del trabajo desarrollados en cada uno de los capítulos.
8
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
3. RECUPERACIÓN MEJORADA(EOR), RECUPERACIÓN
AVANZADA (IOR) Y OTRAS DEFINICIONES RELEVANTES
Actualmente existe discrepancia y confusión en la Industria, la Academia
y la comunidad científica internacional sobre las diferencias entre
Recuperación Avanzada (IOR) y Recuperación Mejorada (EOR), así como
entre Campos Maduros, Campos Cafés (brown fields) y Campos
Marginales, los cuales han sido típicamente considerados candidatos para
la aplicación de estos métodos y técnicas.
La recuperación de petróleo tradicionalmente se desarrolla a través de
diferentes etapas de explotación:
Recuperación Primaria
Expansión del sistema
roca-fluidos
Empujes: por gas en
solución, acuífero y/o
casquete de gas
Segregación
gravitacional
+ Sistemas artificiales
Recuperación Secundaria
Desplazamiento por
agua
Mantenimiento de
Presión
(Inyección de gas
immiscible)
Recuperación Terciaria
Cualquier método
aplicado después de la
Rec. secundaria.
•
•
•
•
Miscible
Térmico
Químico
Otros
Figura 3.1. Etapas tradicionales de recuperación.
Un perfil típico de producción incluye el incremento de producción como
resultado de la perforación de pozos, un pico de producción y/o un
plateau, y la declinación. La recuperación primaria es el resultado de la
energía propia del yacimiento, a través de los mecanismos de empuje
descritos en la Figura 3.1. La recuperación secundaria se utiliza para
adicionar energía a los yacimientos (para mantener su presión),
típicamente a través del método de inyección de agua y en algunos casos
de inyección de gas. La recuperación terciaria, tradicionalmente utilizado
como sinónimo de la recuperación mejorada (EOR), incluye cualquier
método utilizado después de la recuperación secundaria. Finalmente, y
más recientemente, el término de recuperación cuaternaria se utiliza para
referirse a técnicas más avanzadas, pero especulativas, posteriores a la
recuperación terciaria.
9
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
3.1
Factor de recuperación y Aceite Remanente.
Todas las etapas de extracción tienen como objetivo recuperar una
fracción del petróleo en sitio. A la razón del volumen recuperado en las
diferentes etapas (Np) entre el volumen original total en sitio (N), ambos
a condiciones estándar, se le conoce como Factor de Recuperación (FR)
(Figura 3.2):
𝐹𝑅 =
𝑁𝑝
𝑁
Figura 3.2. Elementos del factor de recuperación (FR), volumen
original en sitio (N) y volumen recuperado en una cierta etapa (Np).
El volumen de aceite residente en el yacimiento después de cada una de
estas etapas se conoce como aceite remanente como se muestra en la
Figura 3.3. El volumen total de aceite remanente es el resultado de dos
fenómenos: (i) el aceite residual (Figura 3.3.a) en los cuerpos y gargantas
de los poros de la roca, resultante de la suma o competencia de las fuerzas
capilares, gravitacionales y viscosas, y (ii) el aceite no barrido (Figura
3.3.b), resultante de volúmenes que no fueron o fueron parcialmente
desplazados por los fluidos inyectados debido a la heterogeneidad de la
roca en cualquiera de las etapas a partir de la recuperación secundaria.
10
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Figura 3.3. El aceite remanente en un medio poroso se puede
diferenciar en (a) Aceite residual y (b) Aceite no barrido.
3.2
Definiciones de EOR e IOR
La Recuperación Mejorada o Enhanced Oil Recovery (EOR, por sus siglas
en inglés se define como el conjunto de métodos que emplean fuentes
externas de energía y/o materiales para recuperar el aceite que no puede
ser producido por medios convencionales (recuperación primaria y
secundaria). Internacionalmente se ha aceptado que se dividan en cuatro
grandes grupos: métodos térmicos, métodos químicos, métodos de
inyección miscible de gases y otros (como microbiana, eléctricos, otros).
Figura 3.4. Métodos de EOR.4
4
Lake et al., 1992.
11
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Por otro lado la Recuperación Avanzada o Improved Oil Recovery (IOR,
por sus siglas en inglés fue un concepto definido posteriormente al de
EOR. En algunos países, IOR y EOR se utilizan como sinónimos; en otros,
el EOR es un subconjunto del IOR. El IOR en sentido estricto también
abarca un amplio rango de actividades como implementación de técnicas
mejoradas de caracterización de yacimientos, administración de
yacimientos, y perforación de pozos de relleno.
Figura 3.5. Métodos de IOR5.
3.3
Aceite incremental recuperado (AIR) por EOR.
Para evaluar el éxito del EOR se debe calcular el volumen incremental
efectivamente recuperado por estos métodos y técnicas. Existen cuatro
casos posibles y para su análisis se utilizan gráficos de gasto de
producción vs recuperación incremental. Lake6 describe la explicación a
detalle; en todos los casos el aceite incremental recuperado (AIR) es
5
6
Comisión Nacional de Hidrocarburos, 2012.
Lake, 2014
12
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IOR-EOR
positivo, el límite económico se describe como “LE”, el volumen producido
acumulado como “Np” y el ritmo de producción como “q”. Para facilidad
de análisis, las figuras que a continuación se presentan consideran la
declinación exponencial previa y posterior al proceso de EOR.
3.3.1 Incremento en la recuperación sin acelerar la producción6.
La Figura 3.6 presenta el caso en que la recuperación mejorada no aceleró
la producción debido a que las tasas de declinación son iguales en ambos
periodos; sin embargo, el EOR incrementó el volumen de aceite móvil, el
cual a su vez, permite un incremento en recuperación adicional de aceite,
lo cual también causó un aumento en la recuperación de aceite. En este
caso, el aceite incremental recuperable (AIR) y el aceite móvil son iguales.
Estos casos idealizados son comportamientos típicos de procesos
térmicos, uso de surfactante/polímero (SP) y de solventes.
Figura 3.6. Incremento en la
recuperación sin acelerar la producción.
3.3.2 Misma recuperación acelerando la producción6.
La Figura 3.7 muestra un caso extremo en donde la producción es
acelerada (las declinación antes y después del EOR son diferentes), pero
el aceite recuperable es idéntico, y con un aceite incremental recuperado
(AIR) positivo. Es de esperarse que procesos de EOR que se comporten
de esta manera produzcan menos aceite que en los que se incrementa el
volumen de aceite móvil, pero pueden seguir siendo rentables,
especialmente si el agente utilizado para obtener estos resultados no es
caro. Estos comportamientos idealizados son típicos de procesos de
inyección de polímeros y polímeros en gel, los cuales no afectan la
saturación residual de aceite, sino que desplazan el aceite no contactado,
permitiendo su producción.
13
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Figura 3.7. Misma recuperación acelerando
la producción.
3.3.3 Menor recuperación acelerando la producción6.
La Figura 3.8 muestra un caso desfavorable en el cual la aplicación del
EOR reduce el volumen de aceite móvil. En la práctica nadie buscaría
deliberadamente reducir el aceite adicional recuperable, pero el proyecto
podría ser rentable si, como en el caso mostrado en la Figura 3.8, la
producción acelerada compensa la pérdida de aceite móvil de tal forma
que el aceite incremental recuperable es positivo. Un comportamiento
como éste presenta un candidato para futuras aplicaciones de EOR.
Figura 3.8. Menor recuperación
acelerando la producción.
3.3.4 Mayor recuperación reduciendo la producción6.
La Figura 3.9 muestra otro caso común. Aquí el proceso de EOR
incrementa el volumen de aceite móvil, pero también reduce la tasa de
declinación. Comportamientos de este tipo son comunes en procesos de
inyección de solventes.
14
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Figura 3.9. Mayor recuperación
reduciendo la producción.
3.4
Campos Maduros y Campos Marginales.
En nuestro país más del 80% de la producción de petróleo proviene de
campos maduros; y en el mundo, el 70% de los hidrocarburos líquidos
producidos provienen de campos que han estado en operación durante
más de veinte años, es decir, campos con cierta antigüedad y la mayoría
de ellos, probablemente maduros.
Un campo maduro se define como aquél que ha producido un volumen
considerable respecto a la reserva contenida en él: Np > X R2P; donde,
Np es la producción acumulada, R2P es la reserva 2P original, y X es una
fracción de la unidad. Típicamente se considera que X sea 0.5.
Adicionalmente, una definición consensuada por la Industria considera a
un campo maduro aquél que alcanzó su pico de producción y ha
comenzado su periodo de declinación. Algunos de los síntomas de
envejecimiento de un campo son: la declinación de la presión,
compactación del yacimiento, subsidencia, incremento en el flujo
fraccional de agua, producción de arena, reducción en los gastos de
producción, entre otros.
Según el US Geological Survey, las reservas estimadas de los 186 campos
principales de petróleo (definidos como aquéllos con reservas
recuperables de más de 500 millones de barriles) aumentó un 26% en el
período entre 1981 a 1996, equivalente a más de 160 mil millones de
barriles de reservas adicionales.
La extracción de petróleo en campos maduros conlleva grandes
dificultades como el lidiar con el envejecimiento de las instalaciones y
decidir sobre la asignación de inversiones para desarrollar reservas
15
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
nuevas. Obviamente el aspecto económico es el que rige la explotación
de estos campos.
Un campo marginal se refiere a aquél que no puede producir el ingreso
neto suficiente como justificar su desarrollo en un momento dado. Si las
condiciones técnicas o económicas cambian, éste podría ser
económicamente rentable. Por lo general se asocia con pequeñas
acumulaciones de hidrocarburos que tienen un plateau de unos cuantos
años. Los campos marginales tienen varios parámetros que afectan su
rentabilidad, y por lo tanto su desarrollo como: problemas ambientales,
estabilidad política, acceso a ellos, lejanía y, por supuesto, el precio y la
de los gases y/o líquidos producidos.
Por otro lado, los Campos Cafés o brownfields son aquéllos en donde se
han realizado actividades de desarrollo sin necesariamente obtener los
factores de recuperación esperados, por razones técnicas, económicas o,
en la mayoría de los casos, ambientales.
En la industria del petróleo, se considera que en términos generales 30 al
35% del petróleo original en sitio será recuperable al final del período de
producción (convencional); sin embargo, los avances en tecnología
(principalmente estimulados por los precios del petróleo) harán posible
acceder a reservas adicionales muy importantes. Así, los campos maduros
y marginales son excelentes candidatos tradicionales para la aplicación de
métodos y tecnologías utilizadas en la Recuperación Avanzada y Mejorada
(IOR-EOR).
El tema más importante es identificar cómo desarrollar estos campos.
Para ello se requieren los siguientes pasos7,8:
a)
b)
c)
d)
Identificar cuánto volumen remanente existe y dónde se encuentra.
Reconstruir la historia de producción de sus yacimientos.
Identificar los métodos y las herramientas que se requerirán.
Optimizar la producción: pozos de relleno, sistemas artificiales,
pozos inyectores, buscando eficiencia de barrido.
e) Decidir el tiempo óptimo para la aplicación de estos métodos para
maximizar la recuperación final de hidrocarburos.
Sheng, 2011.
Babadagli, 2010.
7
8
16
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
3.5
Enfoque del IOR y del EOR.
De acuerdo a las definiciones arriba descritas, queda claro que el enfoque
del IOR y del EOR es distinto. Como puede verse en la Figura 3.10, el
enfoque del IOR es sobre el desplazamiento de fluidos a escala macro, a
nivel de yacimiento, es decir todas las acciones que permitan superar los
retos relacionados con el aceite móvil como son: drene gravitacional,
heterogeneidades, espaciamiento óptimo de pozos (pozos intermedios o
de relleno), monitoreo del flujo fraccional de agua o gas, conformance,
sísmica (mejor uso de la información o sísmica 4D, por ejemplo),
surgencia, buscando extender la vida económica del campos; mientras
que el enfoque del EOR ataca los retos relacionados con el aceite inmóvil
como son: las eficiencias de desplazamiento microscópico y la expulsión
de aceite de los poros, así como la inyección de fluidos que incrementen
la eficiencia volumétrica de barrido; destacan la alteración de mojabilidad,
reducción de tensión interfacial y variación de la viscosidad de los fluidos.
Claramente, la eficiencia de barrido total es objeto tanto del EOR como
del IOR; ambas con un objetivo claro: incrementar el factor de
eficiencia de los campos.
Figura 3.10. Enfoque del IOR y del EOR9,10,11.
Izgec, 2012.
Zeinijahrom, 2011.
11
Rifaat, 2010.
9
10
17
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
4. IOR-EOR vs otras alternativas.
Existen diversas actividades para incrementar reservas que pueden, en
su momento, contribuir a la plataforma de producción: (i) incorporación
de volúmenes nuevos a través de la exploración, (ii) delimitación de
campos, (iii) desarrollo de campos, (iv) revisiones como resultado de la
adquisición y el análisis de nueva información. Así, la tasa de restitución
integral de reservas se define como la suma algebraica de las tasas de
restitución por incorporación, por delimitación, por desarrollo y por
revisiones, en donde el denominador de todas estas es la producción
acumulada del año en análisis:
TR Integral =
Incorporación ± Delimitación ± Desarrollo ± Revisiones
× 100
Producción
En este capítulo se discuten los volúmenes potenciales que puedan
contribuir a la restitución de reservas (y eventualmente a la plataforma
de producción), accesibles a través de alternativas que incluyen grandes
recursos prospectivos, como la exploración en aguas profundas y la
explotación de recursos no convencionales como lutitas, esquistos o
pizarras aceitíferas o gasíferas conocidos como shale oil y shale gas, para
posteriormente compararlos con los volúmenes recuperables a través del
IOR-EOR.
El objetivo es enfatizar en el gran potencial con el que cuenta nuestro país
para incrementar la producción y las reservas de hidrocarburos a través
de métodos y técnicas de Recuperación Avanzada y Mejorada (IOR-EOR)
aplicables durante las actividades (iii) y (iv) mencionadas arriba.
Algunas consideraciones iniciales y muy importantes que debemos tener
en cuenta son7:




La industria petrolera no puede garantizar nuevos grandes
descubrimientos.
Los nuevos descubrimientos se encuentran costa afuera, en
aguas profundas o en áreas de difícil acceso para producir los
hidrocarburos.
Producir recursos nos convencionales es más caro que producir
de los campos existentes mediante métodos de recuperación
mejorada.
Las tecnologías para el EOR está probada en muchas partes del
mundo.
18
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
4.1
Incorporación de reservas a través de la Exploración
Costa Afuera (énfasis en aguas profundas).
México cuenta con recursos prospectivos muy interesantes en costa
afuera. Se estima que el potencial es del orden de 43 mil millones de
barriles de petróleo crudo equivalente (aproximadamente 15 mmmbpce
en aguas someras y 28 mmmbpce en aguas profundas)3. Esto sin duda
son excelentes noticias, y efectivamente la exploración en el Golfo de
México tanto en aguas someras como profundas ha arrojado algunos
descubrimientos dignos de mencionar. Sin embargo, excluyendo los
campos super-gigantes de los proyectos Cantarell y KMZ, los volúmenes
de los nuevos descubrimientos tienen un orden de magnitud menor a los
volúmenes ya existentes y disponibles para IOR-EOR.
Para realizar el comparativo se describe un análisis de la actividad
exploratoria en costa afuera en los Estados Unidos. La Figura 4.1 presenta
la distribución de los descubrimientos en la zona de exclusividad
estadounidense en el Golfo de México12. El análisis incluye 1,292
descubrimientos comerciales que lograron incorporar reserva probada.
Excluyendo los campos gigantes y supe-gigantes (anomalías
estadísticas), esta distribución puede darnos una idea del orden de
magnitud de los descubrimientos esperados en nuestro país en las
siguientes décadas.
157 151 153 151 156
126
80
42
9
10
38
23
8
1
0
0
< 8192
76
< 4096
100
50
111
< 2048
150
< 1024
< 512
< 256
< 128
< 64
< 32
< 16
<8
<4
<2
< 1.00
< 0.50
< 0.250
< 0.125
0
< 0.062
Número de Campos
E.E.U.U.
200
Reservas Originales (mmbpce)
Figura 4.1. Dispersión de volúmenes de campos costa afuera en la zona
estadounidense del Golfo de México12.
12
BOEM, 2014.
19
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Se puede observar en la Tabla 4.1, que el tamaño promedio de
incorporación de reservas probadas por estos descubrimientos es de 44
mmbpce, con una mediana de 10 mmbpce (esto se debe a que el 13% de
estas reservas se encuentran en los 9 campos de mayor tamaño). La
Figura 4.2 presenta la misma información de forma porcentual.
Concepto
(mmbpce)
Total
Mediana
Media
Costa afuera
E.E.U.U.
56,155
10
44
Tabla 4.1. Parámetros estadísticos de la dispersión de campos
costa afuera en la zona estadounidense del Golfo de México.
20%
10
10%
12
12 12 12
12
9
1
1
< 0.125
6
< 0.062
2
6
3
3
1
0
0
0
< 8192
< 4096
< 2048
< 1024
< 512
< 256
< 128
< 64
< 32
< 16
<8
<4
<2
< 1.00
< 0.50
0%
< 0.250
Porcentaje de Campos
E.E.U.U.
30%
Reservas Originales (mmbpce)
Figura 4.2. Distribución de volúmenes originales en porcentaje de
campos costa afuera en la zona estadounidense del Golfo de México12.
Un análisis similar, para las mismas zonas comerciales, a escala de
yacimiento se presenta en la Figura 4.3. En este caso se consideran 2,334
yacimientos con una columna de aceite saturado y una capa de gas
asociada.
20
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
30%
16 17
20%
13
13
9
>128
64 - 128
2 0.9 0.3 0
32 - 64
8 - 16
4-8
2-4
1-2
0.50 - 1.00
0.25 - 0.50
4
16 - 32
9
0.125 - 0.250
3
7
0.062 - 0.125
2
0.016 - 0.031
0.008 - 0.016
0.004 - 0.008
0.002 - 0.004
0%
0.001 - 0.002
0.1 0.2 0.3 0.6 1
0.031 - 0.062
10%
0.000 - 0.001
Número de Yacimientos
E.E.U.U.
Reservas Originales (mmbpce)
Figura 4.3. Distribución de volúmenes originales en porcentaje de yacimientos
costa afuera en la zona estadounidense del Golfo de México12.
Aunque actualmente no se han incorporado reservas probadas de aceite
en las aguas profundas del lado mexicano del Golfo de México, los
esfuerzos exploratorios tarde o temprano se verán reflejados como
reserva probada. Sin embargo, la información señala que la incorporación
de reservas probadas derivada de los descubrimientos esperados
producto de la actividad exploratoria futura estará en ese orden de
magnitud, es decir, decenas de millones de barriles de pce. Así, no es de
sorprender que los descubrimientos más recientes en las aguas profundas
del lado mexicano, desde el punto de vista de volumen original, son
comparables con la media observada del lado estadounidense; por lo que,
similarmente, la media de las reservas probadas a incorporar promedio,
por campo, en un futuro serán presumiblemente de ese mismo orden
(~50 mmbpce).
Lo anterior implica que para incorporar el equivalente al total de la reserva
1P del país se requerirían cerca de 250 pozos comercialmente exitosos en
aguas profundas. Si consideramos que el promedio de éxito en la
actividad exploratoria es de 20-30%, implica que se tendrían que perforar
más de mil pozos exploratorios y, a ésos, agregar otros tantos miles para
el desarrollo de los campos descubiertos y que sean económicamente
rentables, como ha sucedido en los Estados Unidos.
Los altos precios del petróleo han tenido su efecto en el mercado y por
supuesto en el sector de suministros. La perforación de un pozo en aguas
profundas actualmente representa costos que oscilan entre 500,000
dólares americanos diarios (USD/d) y poco menos de un millón USD/d;
21
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
así, un pozo que se perfora en 200 días puede costar hasta 200 millones
de dólares.
Adicionalmente, la perforación de pozos exploratorios en aguas profundas
y ultra-profundas tiene implicaciones importantes, como en cualquier
trabajo exploratorio, en donde se debe tomar cuantificar la probabilidad
de éxito geológico y posteriormente la probabilidad de éxito comercial.
Esto significa que una fracción pequeña de los recursos prospectivos
identificados podrá incorporarse como reservas, y eventualmente verse
reflejados en producción.
Para enfatizar en el orden de magnitud de los descubrimientos en aguas
profundas, la tabla 4.3 describe los principales descubrimientos durante
el año 2014 en distintas partes del mundo. De nuevo, como puede
observarse, los volúmenes de estos grandes descubrimientos mundiales
son del orden de magnitud de cientos de millones de barriles. Cabe insistir
en que solo una fracción de estos volúmenes se convertirán en reserva
probaba y eventualmente producción.
Es importante resaltar que no se encuentra dentro de los objetivos de
este trabajo sugerir que los esfuerzos exploratorios en aguas profundas
en nuestro país deban reducirse. Como se menciona al inicio de esta
sección, los volúmenes prospectivos son de grandes dimensiones y deben
ser evaluados. Los campos mexicanos Trión, Supremus, Exploratus y
Maximino son prueba fehaciente de que los descubrimientos tienen gran
potencial, y en un futuro muy cercano veremos algunos volúmenes de
estos campos reportados como reserva 1P; pero tomará varias décadas
para incorporar miles de millones de barriles de pce como reserva probada
y producción en el orden de magnitud de cientos de miles de barriles
diarios, para que su contribución a la plataforma de producción nacional
sea relevante.
22
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
País
Campo
Tirante
de Agua
(m)
Tipo de Fluido
Recursos
Totales
(mmbpce)
Angola
Orca
990
Aceite
403
China
Lingshui 17-2
1450
Gas
352
Senegal
SNE
1100
Aceite
330
E.E.U.U.
Anchor (GC 807)
1580
Aceite
300
E.E.U.U.
Guadalupe (KC 10)
1209
Aceite
300
Tanzania
Piri
2360
Gas
282
Colombia
Orca
674
Gas
264
Mauritania
Frégate
1627
Aceite, Gas y Cond.
250
Senegal
FAN
1427
Aceite
240
Angola
Bicuar
1560
Aceite, Gas y Cond.
194
Gabon
Leopard
2114
Gas
176
China
Lingshui 25-1
975
Gas
176
Tanzania
Taachui
609
Gas
176
E.E.U.U.
Leon (KC 642)
1867
Aceite
150
Tanzania
Giligiliani
2500
Gas
141
México
Exploratus
2500
Aceite y gas
125
Indonesia
Merakes
1372
Gas
114
Tanzania
Kamba
1379
Gas
114
Angola
Ochigufu
1337
Aceite
105
Costa de Marfil
Saphir
2300
Aceite
100
Brasil
Pitu
1733
Aceite
100
E.E.U.U.
Rydberg (MC 525)
2273
Aceite
100
Tabla 4.3. Grandes descubrimientos en agua profundas en el mundo13.
4.2
Incorporación de reservas a través de la Exploración y
Desarrollo de los recursos no convencionales.
Similarmente México cuenta con recursos prospectivos no convencionales
aparentemente vastos. Se estima que el potencial es del orden de 60 mil
millones de barriles de petróleo crudo equivalente (32 mmmbls en aceite
y 28 mmmbpce de gas). Las estimaciones de la agencia que administra
la información energética (EIA, por sus siglas en inglés) del Departamento
de Energía de los Estados Unidos (DOE) consideran un potencial de
recursos técnicos recuperables del orden de 13 mmmbls y 545 mmmmpc
para aceite y gas, respectivamente. La Figura 4.4 describe los países con
mayores recursos no convencionales de aceite y gas de acuerdo a la EIA.
México se encuentra en el octavo lugar en aceite y sexto lugar en gas en
recursos técnicamente recuperables. Sólo una fracción muy pequeña de
estos volúmenes ha sido certificada como reserva.
13
Wood MacKenzie, 2014.
23
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Países con los mayores recursos recuperables de
Shale Oil
(mmmb)
Rusia
E. E. U. U.
China
Argentina
Libia
Australia
Venzuela
México
Canadá
Pakistán
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Países con los mayores recursos recuperables de
Shale Gas
(mmmmpc)
China
Argentina
Alergia
EEUU
Canadá
México
Australia
Sudáfrica
Rusia
Brasil
0
200
400
600
800
1000
1200
Figura 4.4. (a) Países con los mayores recursos de Shale Oil y (b)
Países con los mayores recursos de Shale Gas.
Independientemente de la estimación que se considere, es claro que
México cuenta recursos vastos, principalmente en la cuenca de TampicoMisantla, donde la formación Pimienta y, en algunos casos también, la
formación Agua Nueva tienen un potencial envidiable, acumulando 24.3%
de los recursos prospectivos del país. De nuevo, estas son excelentes
noticias para nuestro país, ya que los recursos no convencionales,
específicamente para el caso del gas, representan la autosuficiencia de
este energético.
Es importante señalar que el shale gas es gas natural (metano más etano
más fracciones menores otros alcanos), con la diferencia de encontrarse
almacenado en la misma roca fuente (típicamente rocas lutitas). Como
referencia se puede decir que las arenas tienen una permeabilidad del
orden de darcies; 1Darcy ≈ 10e-12 m2); las areniscas menos permeables
24
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
tienen un rango entre 0.1 y 1 mD; sin embargo, las lutitas en donde reside
el shale gas puede tener permeabilidades mucho menores a 0.001 mD, y
en algunos casos de nanoDarcies. Los pozos en este tipo de formaciones
normalmente tienen buena producción pero sufren una reducción en su
producción entre 30 y 90% en el primer año para después pasar a una
etapa estable de gastos bajos, y los parámetros para caracterizarlas son
muy complejos; en realidad, muy pocos laboratorios en el mundo pueden
medir de forma adecuada la permeabilidad de las lutitas.
Los únicos países que han logrado explotar de forma exitosa los recursos
no convencionales son los Estado Unidos y, en menor medida, Argentina
y Canadá. Este tipo de proyectos son sumamente intensivos en capital,
administración de suministros y recursos humanos; y dos han sido los
factores tecnológicos clave para su explotación exitosa: el fracturamiento
hidráulico y la perforación horizontal. Si bien México cuenta con
experiencia en estos dos rubros, el fracturamiento hidráulico multi-etapas
en pozos horizontales en rocas arcillosas es incipiente, además que como
país estamos aprendiendo a gestionar este tipo de proyectos en donde
sólo pocos países lo han logrado.
Adicionalmente, el desarrollo de recursos no convencionales en México
implicará la perforación de miles de pozos para llegar a niveles de
producción comparables con la de esos países; y eventualmente tener
niveles de tasas de restitución de reservas que contribuyan a la reserva
1P. Cabe mencionar que al día de hoy el país cuenta con menos de 1
millón de barriles de aceite de reserva probada de aceite en recursos no
convencionales, provenientes del campo Anhélido.
La infraestructura superficial necesaria para el desarrollo masivo de estos
recursos será de dimensiones nunca antes vistas en los tiempos tan cortos
que demandan estos proyectos para ser rentables.
Nuevamente, esta discusión no busca sugerir de la menor forma que los
esfuerzos en recursos no convencionales en nuestro país deban reducirse.
En mayor medida que el caso de aguas profundas, los volúmenes
prospectivos son inmensos y deben ser desarrollados. Los resultados de
los últimos dos años demuestran el potencial tangible tanto en aceite
(pozo Anhélido), como en gas (pozos Céfiro y Tangram), y sin duda lo
veremos reflejado en producciones importantes, pero tomará varias
década y el esfuerzo combinado de múltiples compañías para que las
reservas y la producción sean una realidad en la escala requerida (cientos
de miles de barriles diarios).
25
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
4.3
Casos de éxito de IOR-EOR
Se describen cuatro ejemplos internacionales de campos emblemáticos:
Duri en Indonesia, Ekofisk en Noruega, Prudhoe Bay en Alaska y Yates en
EUA de la aplicación exitosa del IOR-EOR en el mundo, en donde se han
incorporado reservas (materializadas en producción), alcanzado
volúmenes que hubiese sido imposible obtener a través de técnicas
tradicionales.
Figura 4.5. Contribución del IOR-EOR al factor de recuperación total de cuatro
campos emblemáticos.
Como se muestra en la Figura 4.5, la incorporación de producción por
técnicas de EOR de los yacimientos en este estudio es mayor al 50% del
factor de recuperación total. Destaca el caso de Prudhoe Bay, en el cual
tuvieron que recurrir a estas técnicas desde el comienzo de la explotación
del campo.
La razón del autor de presentar estos casos emblemáticos en la historia
del EOR, tiene dos objetivos: demostrar que el IOR-EOR es una realidad
probada y que los volúmenes recuperables son de magnitudes mundiales,
y que el IOR-EOR tiene gran versatilidad para la variedad en la densidad
del aceite de los diversos campos del mundo, desde ligero (36 °API) hasta
pesado (20 °API).
La correcta selección del método de EOR para un yacimiento en particular
puede aportar grades beneficios a la producción.
26
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Campo
Densidad
(° API)
Duri
Ekofisk
Prudhoe Bay
Yates
Rec. Primaria
Rec. EOR
Tiempo
Tiempo
FR
FR
(años) (%)
(años)
(%)
20
36
27.9
31
2
4
0
50
9
18
0
13
51
37
31
36
TOTAL
FR
(%)
Tiempo
(años)
51
31
52
23
53
41
31
86
60
49
52
36
Tabla 4.3.Incremento en el FR por EOR para los yacimientos Sihapas (Duri),
Tor-Ekofisk (Ekofisk), Ivishak (Prudhoe Bay), y San Andrés (Yates).14
4.3.1
Duri
Este campo se ubica en la Cuenca Central de Sumatra en Indonesia. Tiene
un volumen original aproximado de 6,280 millones de barriles con aceite
de densidad de 20 °API almacenado en roca silisiclástica, el yacimiento
principal es Sihapas.
DURI
Averange Oil Production Rate(BOPD)
350,000
1955:
1BBO produced
300,000
250,000
PRE-STEAMFLOOD
RECOVERY FACTOR: 8-11%
200,000
1967
cyclic
steam
injection
initiated
150,000
100,000
1985
large-scale
steamflooding
introduced
1975
pilot
steamflood
project
50,000
POST-STEAMFLOOD
RECOVERY FACTOR
50-80%
0
1955
1965
1975
1985
1995
2005
Year
Figura. 4.6. Recuperación incremental por inyección continua de
vapor en el yacimiento Sihapas del campo Duri14.
Inició su explotación en el año 1958 y durante dos años se aprovechó la
recuperación primaria compuesta por el empuje débil de un acuífero y la
expansión de un casquete de gas alcanzado un factor de recuperación de
9%. En los años 60s y 70s se probaron distintas técnicas de EOR, de las
cuales sobresalió la inyección de vapor. Posteriormente, en 1985 se inició
la inyección continua de vapor a gran escala y durante 51 años más (hasta
14
Información de la base de datos de C&C DAKS, 2014.
27
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
2011) se obtuvo un factor de recuperación adicional de 51%. Es decir en
53 años de producción, el proceso de EOR aportó el 85% del aceite
recuperado.
La Figura 4.6 presenta el histórico de gasto de producción del campo Duri.
Destacan el piloto de inyección de vapor de 1975, y la masificación de la
inyección de gas en 1985. Se puede observar que en el periodo 1985 a
1995 el ritmo de producción de aceite creció de forma inimaginable,
llegando a producir 300,000 barriles por día de aceite de 20 °API, para
una acumulada de 1,000 millones de barriles.
4.3.2
Ekofisk
Ubicado en costa afuera en el Mar del Norte, tiene un volumen original de
cerca de 7,000 millones de barriles con aceite de densidad de 36 °API
almacenado en un yacimiento de calizas y arcillas fracturadas, el
yacimiento principal es Tor. Inició su explotación en 1971 y durante cuatro
años se tuvo la recuperación primaria por la expansión del gas disuelto
en el aceite alcanzando un factor de recuperación de 18%. En 1975 se
inició la re-inyección del gas producido en la parte superior de la
estructura. Posteriormente, 1987 se inició la inyección continua de agua
y durante 37 años más (hasta 2012) se obtuvo un factor de recuperación
adicional de 31%. Es decir en 41 años de producción, el proceso de EOR
aportó el 63% del aceite recuperado.
EKOFISK
400,000
350,000
Secondary
decline
2007-09
Rejuvenation
1988-99
Peak/
plateau
1976-78
300,000
WATER-CUT
75
Secondary
plateau
2000-06
200,000
150,000
50,000
60
45
1997-98
New
surface
facility
1975
Gas
injection
started
100,000
105
90
OIL RATE
250,000
120
Water-cut (%)
Oil Poduction Rate (BOPD)
Decline
1979-87
Developing
1971-75
30
1987
Water
injection
started
15
2009
2007
2005
2003
2001
1999
1997
1995
1993
1991
1989
1987
1985
1983
1981
1979
1977
1975
1973
0
1971
0
Year
28
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Figura. 4.7. Recuperación incremental por inyección continua de gas y agua
en el del campo Ekofisk14.
La Figura 4.7 presenta el histórico de gasto de producción del campo
Ekofisk. Destacan el proceso de inyección de gas, en donde el gasto de
producción de aceite incremento de cerca de 40,000 bpd a 270,000 bpd;
y el proceso de inyección de agua iniciado en 1987, en donde el gasto de
producción se logra incrementar de 90,000 bpd a 300,000 bpd.
4.3.3
Prudhoe Bay
Este campo de encuentra al norte de Alaska. Tiene un volumen original
de 25,000 millones de barriles con aceite de densidad de 27.9 °API. El
yacimiento principal es Ivishak. Inició su explotación en 1977 mediante
los mecanismos de recuperación primaria de la expansión del casquete de
gas asociado y el drene gravitacional. Sin embargo, desde un inicio, se
inyectó gas de forma miscible y agua durante 31 años (hasta 2008) y se
obtuvo un factor de recuperación adicional de 52%. Es decir en 31 años
de producción, el proceso de EOR aportó el 100% del aceite recuperado.
29
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
PRUDHOE BAY
DEVELOPING
1977-79
1,600,000
100
DECLINE:
1989-2006
PLATEAU
1980-88
90
1,400,000
Water-cut
80
Oil Rate
1,200,000
70
1,000,000
60
1984
Large-scale
water and
miscible
WAG
injection
begins
800,000
600,000
2002
Gas cap
water
injection
begins
50
40
Water-cut (%)
Oil Production Rate (BOPD)
MATURE
2007-
30
1977
Field comes
onstream
and gas
re-injection
begins
400,000
200,000
Late
1990's
Horizontal
sidetrack
miscible
injection
begins
1986
Gas
cycling
begins
0
20
10
0
1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007
Year
Figura. 4.8. Recuperación incremental por inyección de agua y gas en el
campo Prudhoe Bay14.
La Figura 4.8 presenta el histórico de gasto de producción del campo
Prudhoe Bay. Este campo es un ejemplo de la aplicación del EOR desde
el inicio de la producción, alcanzando gastos de producción de 1,600,000
bpd. Destaca el gran reto del manejo de agua. Se puede observar que
aproximadamente en 1987, cuando el campo producía 400,000 bpd, ya
tenía un flujo fraccional de agua del 20%, y diez años después el campo
ya producía 1,000,000 bpd con flujo fraccional superior al 50%. Al día de
hoy el campo tiene flujos fraccionales superiores al 80%.
4.3.4
Yates
Ubicado al Oeste de Texas, E.E.U.U. el campo Yates fue descubierto en
1926. Con un volumen original de 5,000 millones de barriles con aceite
de densidad de 31 °API, su producción primaria comenzó en 1926 se
debió a dos mecanismos: expansión de un acuífero en la parte inferior y
de un casquete de gas en la parte superior. A partir de 1976 se utilizaron
diversas técnicas para mejorar la recuperación de aceite como la
perforación de pozos de relleno, la perforación horizontal, la inyección de
vapor, la inyección de polímeros y surfactantes, con lo que se obtuvo un
factor de recuperación adicional de 23%. Es decir en 86 años de
producción, el proceso de EOR aportó el 65% del aceite recuperado.
30
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
YATES
1926-31
Wells
complete
d without
tubing
100,000
80,000
60,000
40,000
1968-72
Five
operators
allowed to
inject water
and gas for
pressure
maintenance
and
temporary
gas storage
1945-51
Two-thirds
of wells
re-cased
1940's
Enhanced
drilling
to meet
demand
1983-89
Pattern
pollymer
flood
west
side
1985-91:
Immiscible CO2
injection into gas cap
on east side of field
PEAK
1929
DECLINE
1930-41
MATURE
1942-61
REJUVENATION
1962-78
60
50
40
30
10
2011:
Surfractant
flood plot
0
1995
1990
1985
1980
1975
1970
1965
1960
1955
1950
1945
1940
1935
1930
1925
Year
DEVELOPING
1927-28
70
20
1976-88
hundreds of
infield wells
0
80
1998-2002
Thermally-assisted
gravity segregation
plot
1986-96:
105
short-radius
horizontal
wells
20,000
90
SECONDARY
DECLINE
1985-2002
2010
1976
Field unitozed with Marathon
as operator and field-wide
gas injection commenced
2004: Immiscible
CO2 injection
recommenced
Water-cut
120,000
100
1998: Started
surfractant injection
project to alter
wettability. Started
water export
(dewatering) to
manage aquifer and
reduce gas injection
2005
Oil Rate
Water-cut (%)
Oil Production Rate (BOPD)
140,000
1993: N2 injected into gas cap at 30
MMCFGPD; increased to 90 MMCFGPD in 1195
1979
Started
water
injection
plot
2000
1926
Field discovered and
put on production
SECONDARY
MATURE:
2003-12
Figura. 4.9. Recuperación incremental por la perforación de pozos de
relleno, la perforación horizontal, la inyección de vapor, la inyección de
polímeros, surfactantes y CO2 en el campo Yates14.
La Figura 4.9 presenta el histórico de gasto de producción del campo
Yates. Este campo es quizás el ejemplo más emblemático de la aplicación
del IOR-EOR, ya que a este campo se le ha hecho prácticamente todo,
desde pozos de relleno o intermedios, aplicaciones de tecnología de
terminación (las llamadas “colas de Yates”), utilizando diversos métodos
de recuperación mejorada.
4.4
Comparativo de costos.
Adicionalmente a los comparativos previos, se debe poner énfasis en que
la decisión de qué proyecto se debe ejecutar debe estar regida por una
decisión económica, la cual típicamente está asociada al costo de
producción de un barril. Es un hecho que uno de los factores más
importantes para determinar la mejor alternativa tiene que ver con sus
costos de descubrimiento, de desarrollo y de producción.
La Figura 4.10 señala el rango de costos de producción para diferentes
categorías de proyecto en México. Es evidente que los costos de
producción de los proyectos en aguas someras en México son muy
competitivos (hasta 3.61 dls/bpce) esto gracias a la gran productividad
de nuestros grandes campos como Akal, Ku, Maloob y Zaap; sin embargo,
conforme los campos se van haciendo maduros, los costos de producción
31
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
comienzan a incrementar y podemos ver proyectos en aguas someras que
pueden alcanzar los 30 dls/bpce.
Una lectura similiar se puede hacer de los proyectos terrestres
convencionales, en donde el rango de precios oscila entre 5.8 y 24
dls/bpce. Por otro lado, se puede ver que los proyectos de aceite pesado
y Chicontepec tienen costos de producción que pueden alcanzar 22 y 75
dls/bpce.
Figura 4.10. Comparativo de costos de diferentes alternativas para la
incorporación de reservas en México3.
Para tener el contexto internacional, la Figura 4.11 muestra los costos por
barril de operación y de capital diferentes categorías en el mundo.
32
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Figura 4.11. Comparativo de costos de OPEX y CAPEX diferentes alternativas
para la incorporación de reservas en el mundo13.
Se puede observar que los costos por barril de aguas profundas y ultraprofundas son altos, así como los costos para proyectos de aceite pesado
en aguas someras.
Así, algunos proyectos de EOR serán más competitivos que algunos de
los proyectos actuales. Es importante enfatizar en que los proyectos de
EOR por su naturaleza tienden a ser más costosos que los proyectos de
aceite convencional, sin embargo, éstos deben ser analizados en un
ambiente de cartera de proyectos, de tal forma que los más competitivos
encuentren un sitio adecuado en el orden de mérito establecido por la
empresa operadora.
4.5
IOR-EOR como una opción de
compatibilidad con otros proyectos
bajo
riesgo
y
de
33
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Uno de los principales mensajes que el autor quisiera transmitir en este
trabajo es el relacionado con seleccionar la mejor opción para nuestro
país, dentro de las alternativas arriba mencionadas, considerando un
análisis técnico, económico, ambiental y estratégico.
Sin duda los tipos proyectos de las alternativas discutidas arriba deben
competir en un ambiente de portafolio. Como se mencionó arriba los
análisis deben considerar el barril más económico, pero incluyendo
aspectos adicionales como: posibles retrasos en la primera producción,
beneficio total esperado, tiempo de construcción de infraestructura de
producción, externalidades negativas como contribución al cambio
climático, y sinergias con otros proyectos.
Dentro de las ventajas del EOR, por ejemplo, es que los gases producto
de procesos industriales, como el CO2, es un método de recuperación muy
efectivo tanto en siliciclásticos como carbonatos, presentando una ventaja
adicional como es el caso de poder establecer sinergias con proyectos de
captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS, por sus siglas
en inglés), contribuyendo a la captura y almacenamiento de este gas de
efecto de invernadero, obteniendo un doble beneficio: el relacionado con
el cambio climático y el de la recuperación adicional de petróleo por la
inyección de este gas.
Por otro lado, es importante poner énfasis en que las alternativas
discutidas arriba tienen diferente riesgo geológico y comercial. El riesgo
geológico en un proyecto de EOR es muy bajo comparado con los
proyectos exploratorios. Los volúmenes a recuperar, son volúmenes ya
descubiertos.
34
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
5. METODOLOGÍA PARA SELECCIÓN DE CANDIDATOS
En este capítulo se presenta una metodología de reciente creación
resultado de la combinación de dos enfoques distintos: (i) la aplicación
combinada de metodologías clásicas para la selección del método de EOR
más adecuado para los yacimientos de un campo, utilizando las variables
típicas para describir un sistema roca-fluido; y (ii) a través del diseño
matemático de un modelo para la aplicación de múltiples herramientas de
minería de datos: (a) modelos lineales, (b) árboles de decisión, (c)
análisis de clústeres y (d) probabilidad condicional utilizando el teorema
de Bayes. Similarmente, se utilizan las variables consideradas en los
enfoques tradicionales. Esta metodología permite identificar las mejores
técnicas de EOR, y priorizar los yacimientos y campos con base en su
potencial de volúmenes recuperables.
Es importante mencionar que esta metodología es aplicable para cualquier
cartera de proyectos, no sólo de México, sino cualquier subgrupo de los
campos mexicanos, grupos de mayor escala como los proyectos de todo
el mundo.
5.1
Métodos para escrutinio para la selección del EOR.
Es imprescindible identificar el proceso más adecuado para cada
yacimiento, pues de esto depende la eficiencia de recuperación e aceite
del mismo.
Existen diversos métodos para seleccionar un proceso de EOR: el
convencional, el cual se basa en la comparación de las propiedades
promedio de los yacimientos con casos de éxito para los diferentes
métodos, el geológico, el cual se basa en la heterogeneidad y conectividad
del yacimiento y otras propiedades geológicas que ayudan a reducir el
riesgo para correlacionar yacimientos, y los métodos avanzados.
5.1.1
Método Convencional15
Estos criterios de escrutinio han sido utilizados por muchos años para la
selección del mejor método de EOR para un candidato dado. Carcoana
15
Alvarado, 2010.
35
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
(1992) presentó el primer artículo clásico para la selección del mejor
método de EOR utilizando las características principales del sistema rocafluido. En la literatura se encuentran ejemplos muy completos como el de
Taber (1997), Green y Willhite (1998), Turta y Singhal (2001), respecto
a software, se encuentran PRIze, el cual utiliza una estrategia de una tabla
de consulta y Sword el cual mejora dicha consulta con la asignación de
indicadores entre 0 y 1 para jerarquizar los métodos de EOR. Mientras
que PRIZE fue desarrollado en Alberta, Sword fue desarrollado en
Noruega, por lo que las tablas de consulta contienen consideraciones de
expertos en petróleo pesado en el primer caso y aceite ligero en el
segundo.
Para que estos métodos sean útiles, se debe contar con una base de datos
amplia y de contenido diverso, así como conocer los detalles de los casos
de éxito para discernir entre varios métodos que pueden aplicarse. Para
lo anterior se utilizan gráficos cruzados y de tipo radar comparando
propiedades como la densidad, viscosidad, temperatura, porosidad,
permeabilidad y profundidad.
5.1.2
Método Geológico15
Es poco común que durante el escrutinio convencional se comparen
características más específicas del yacimiento como la litología e
indicadores de heterogeneidad. Es importante identificar los aspectos
geológicos críticos durante el proceso de escrutinio, así como para la
detección de yacimientos análogos.
Este método contribuye a que el análogo propuesto satisfaga los criterios
de la SEC o la SPE para la incorporación de reservas a través de un
método de EOR, y por lo tanto la aceptación del proyecto para comenzar
con los experimentos.
Las propiedades geológicas que comúnmente se comparan son: el tipo de
trampa, el ambiente de depósito, la era geológica, la litología, el tipo de
estructura, y diagénesis; así como los coeficientes de Dykstra-Parsons
(DP). Se tienen muchos ejemplos en la literatura de este método aunque
en su mayoría para formaciones silisiclásticas, Caers (2000), Cokinos
(2004), Henson (2001), Kanp (1999) y Marique (2007) y muy pocos para
carbonatos como Allan y Sun (2003).
36
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
5.1.3
Métodos Avanzados15
Estos métodos consisten en estrategias de minería robusta de datos y
técnicas de inteligencia artificial que consideran combinaciones
simultáneas de muchas propiedades.
Ejemplos de literatura de técnicas de inteligencia artificial como redes
neuronales, lógica difusa y sistemas expertos son: Abdulraheem (2009),
Alegre (1993), Ali (1994), Allain (1992), Balch (2000), Hamada (2009),
Hutchin (1996), Mohaghegh (2000), Peden (1991) y Weiss (2000).
La minería de datos simplifica la representación de las experiencias
internacionales en una base de datos clasificada que se representa como
un mapa de clústeres en 2-D denominado “mapas expertos”. Se realiza
un análisis estadístico para identificar la importancia de las variables en
términos de cómo influencian a los clústeres. Se obtiene un número
reducido de variables que representan valores promedio de cada
yacimiento y se utilizan para calificar los métodos de EOR.
Posteriormente, se recurre a otra base de datos con la información de los
métodos con mejor calificación para su aplicación en el candidato.
La tabla 5.1 presenta un resumen de los tipos de métodos que existen en
la literatura. Se incluye la metodología híbrida utilizada para este trabajo.
Método
Consideraciones
Convencional
gráficas cruzadas y de
tipo radar comparando
propiedades como la
densidad, viscosidad,
temperatura, porosidad,
permeabilidad y
profundidad
Geológico
Avanzados
Híbridos
tipo de trampa, el
ambiente de depósito,
la era geológica, la
litología, el tipo de
estructura, y
diagénesis; así como
los coeficientes de
Dykstra-Parsons (DP)
Material
Literatura
Software
Literatura
minería robusta de
datos y técnicas de
inteligencia artificial
como redes
neuronales, lógica
difusa y sistemas
expertos
Literatura
Convencional +
Geológico
Software
Convencional +
Geológico + Avanzado
Literatura
Autor
Año
Carcoana
Taber
Green y Willhite
Turta y Singhal
PRIze, Canadá
Sword, Noruega
silisiclásticas
Kanp
Caers
Henson
Cokinos
Marique
carbonatos
Allan y Sun
Peden
Allain
Alegre
Ali
Hutchin
Balch
Mohaghegh
Weiss
Abdulraheem
Hamada
SelectEOR, Canadá
EORgui, Reino Unido
1992
1997
1998
2001
2007
2007
Rangel-German et
al.
1999
2000
2001
2004
2007
2003
1991
1992
1993
1994
1996
2000
2000
2000
2009
2009
2011
2014
2012
37
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Tabla 5.1 Métodos de escrutinio para selección del método de EOR15.
5.2
Metodología híbrida16
Esta metodología permite identificar las mejores oportunidades de los
métodos de EOR para clasificar los proyectos de acuerdo a criterios
técnicos, estadísticos y económicos dentro de una cartera de proyectos y
programarlos para su óptima ejecución y de esta manera aumentar las
reservas rápidamente.
Como se observa en la Figura 5.1, el flujo de trabajo se puede dividir en
dos etapas principales: En primer lugar, se aplican varios criterios técnicos
ampliamente utilizados para identificar las mejores oportunidades. La
segunda etapa incluye el análisis de los casos exitosos de la base de datos
del O&GJ (2010) a través de herramientas estadísticas avanzadas para
explicar la información del conjuntos de datos, estableciendo modelos
estadísticos para probar los candidatos desarrollados en la primera etapa.
Figura 5.1 Diagrama de flujo de la metodología híbrida16.
16
Rangel-Germán, 2012.
38
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
5.2.1
Rangos de aplicabilidad con base en los criterios clásicos de
escrutinio.
Este análisis considera, en la primera etapa, los criterios de selección de
Taber (1996), Carcoana (1992), Chierici (1995) y Dickson (2010). Los
criterios de selección establecidos por estos autores incorporan las
propiedades del aceite tales como gravedad API y la viscosidad, y
características del yacimiento, tales como saturación de aceite, tipo de
formación, permeabilidad promedio, profundidad del yacimiento y
temperatura, entre otros. Para cada una de las variables de selección se
realiza el análisis para conocer el consenso o discrepancia entre los
criterios clásicos. La Figura 5.2 (a, b y c) presenta los resultados para el
caso de los grados API, viscosidad y profundidad.
a)
b)
39
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
c)
Figura 5.2. Consenso y discrepancia entre los criterios clásicos de escrutinio
para las variables a) densidad en grados API, b) viscosidad y c) profundidad16.
Posteriormente, se realiza para todas las combinaciones relevantes
posibles, para posteriormente graficar los candidatos (yacimientos) a
través de sus características. En la Figura 5.3 se incluyen los principales
yacimientos de México, diferenciando entre formaciones siliciclásticas o
carbonatadas, y entre fluidos de diferente densidad. Este análisis permite
identificar no sólo los candidatos más adecuados para un método de EOR,
sino el “margen de certidumbre” en su aplicación. Un candidato que está
alejado de los límites de las áreas identificadas tiene una mayor
probabilidad de éxito que uno que se encuentra cercano a alguno de los
límites.
Figura 5.3. Límites de aplicación de los métodos EOR basados en los criterios
consolidados de los autores16.
40
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
En la segunda etapa, los cuatro modelos estadísticos son, Regresión
Logística, Árbol de Decisiones, Identificación de Clústeres y, Estimación
Bayesiana. Sobre la base de estos análisis, se obtiene una probabilidad
de éxito y una cartera clasificada de proyectos EOR.
5.2.2 Regresión Logística
Los modelos de regresión lineales son típicamente aplicados para predecir
y trabajar naturalmente con atributos numéricos. Representan fronteras
lineales con un plano (o hiperplano) que separa los casos en el set de
datos. Sin embargo, estos modelos pueden ser utilizados para clasificar
también. En particular, se utiliza la regresión lineal para una clasificación
donde la frontera de decisión recae donde la probabilidad de predicción
es 0.5, y es la variable dependiente del objetivo, la cual toma valores de
0 y 1 para el fracaso o éxito respectivamente
La Tabla 5.2 muestra los coeficientes de la regresión logística de la base
de datos del O&GJ. El tamaño de los coeficientes (a la izquierda) muestra
el impacto de cada variable en el objetivo (Ejemplo: cambio en la
saturación menos del 15% en cada caso), tomando en cuenta todas las
variables del modelo simultáneamente. Del lado derecho, se muestran las
posibilidades de relación, las cuales presentan el impacto de cada
variable, pero en este caso excluyendo el efecto de las otras variables.
Tabla 5.2. Coeficientes de regresión logística16.
5.2.3 Árboles de Decisión
41
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IOR-EOR
Un árbol de decisión es una forma gráfica de representar un grupo de
variables independientes en términos de un objetivo o dependientes de
una variable. La construcción de un árbol de decisión involucra un
algoritmo que separa la información de acuerdo al concepto de entropía
máxima, es decir, la forma en que se tenga la mayor separación de la
información (la mayor entropía). Este método permite la obtención de
árboles de decisión balanceados. La Figura 5.4 muestra un ejemplo de
árbol de decisión de la base de datos del O&GJ para 48 proyectos.
Figura 5.4. Árbol de decisión de análisis de 48 proyectos de
la base de datos del Oil and Gas Journal.
5.2.4 Identificación de Clústeres
La Identificación de Clústeres o Agrupamiento es una donde los individuos
se dividen en grupos homogéneos. K es la técnica clásica de agrupación,
y consiste en definir un número de clústeres para el modelo, donde los
puntos K son elegidos aleatoriamente como agrupaciones centrales.
Todos los ejemplos son asignados a sus clústeres más cercanos de
acuerdo a la distancia métrica Euclideana, para posteriormente calcular el
centroide de los individuos en cada agrupación. Iterativamente, el
centroide es recalculado hasta que los mismos ejemplos sean asignados
a cada agrupación en rondas consecutivas. La tabla 5.3 muestra un
ejemplo para 2 diferentes casos para aplicaciones de agrupación en
clústeres utilizando la base de datos del OGJ. En este caso los candidatos
son divididos en dos clusters: algunos candidatos para la inyección de CO 2
y otros para inyección de vapor.
42
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Tabla 5.3. Agrupación en dos clústeres16.
5.2.5 Probabilidad Condicionada (Naive Bayes)
Esta técnica se basa en uno de los teoremas fundamentales de la
estadística moderna, el teorema de Bayes, el cual define que las variables
independientes contribuyen a la dependencia de una igual e
independientemente de las otras. Asumir la independencia es una razón
fuerte por lo que en la literatura se refieren a esta recopilación de
información como Naïve Bayes. Como sabemos, en Ciencas de la Tierra,
no todas las variables son independientes.
El teorema de Bayes se aplica de tal forma que se busca calcular al
probabilidad de éxito dadas las características del sistema roca-fluido
(variables utilizadas en el escrutinio) y la tecnología de EOR a estudiar
(inyección de vapor, inyección de gas, etc).
Para este caso, el éxito se define como los casos que logran una reducción
en la saturación de aceite, y específicamente para los cálculos, se define
de que orden debe ser esa reducción (ej: 5%, 10% o 15%). Así, uno
establece la ecuación como: calcular la probabilidad de éxito (reducción
de saturación de aceite del 15%) dado que el candidato tiene una
porosidad, permeabilidad, saturación inicial, temperatura, grados API,
profundidad, etc, y si se aplicara el método de inyección de gas.
𝑃𝑟[(𝑆𝑖 − 𝑆𝑓 ≥ 0.15)⁄𝐸𝑖 ] =
𝑃𝑟[𝐸𝑖 ⁄(𝑆𝑖 − 𝑆𝑓 ≥ 0.15)] ∗ 𝑃𝑟[𝑆𝑖 − 𝑆𝑓 ≥ 0.15]
𝑃𝑟[𝐸𝑖 ]
Los resultados de la aplicación de esta técnica se presentan con más
detalle en el capítulo 6, donde se utilizan los casos de la base de datos
del OGJ como entrenamiento de la herramienta y los campos de México
como caso de estudio.
43
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
5.3
Comentarios adicionales
Es importante mencionar que las herramientas de minería de datos, son
lo que el autor llama métodos “ciegos”, es decir, que el software no sabe
si está tratando con datos de Biología, Astronomía o Ingeniería Petrolera;
es por eso que la revisión de los resultados de cada uno de los métodos
es importante. Como validación se puede encontrar que las herramientas
arrojen resultados consistentes con el conocimiento general de ingeniería
petrolera, como que la porosidad está positivamente correlacionada con
la permeabilidad; que los casos de aceite pesados siempre son
favorecidos por los métodos de inyección térmica, que los métodos de
inyección de vapor no son muy eficientes en grandes espesores, etc. La
experiencia y el análisis de los ingenieros encargados de los proyectos de
EOR no podrán ser superados por las herramientas de inteligencia
artificial, en el futuro cercano
Debido a la complejidad de algunos yacimientos, es necesario incluir
criterios especializados relativos a la complejidad del yacimiento, el
abastecimiento de fluidos, la madurez de la tecnología, el acceso a
tecnología avanzada específica, las limitaciones ambientales, el impacto
a las comunidades cercanas, consideraciones legales y la política
energética.
Finalmente, se debe realizar un evaluación económica y evaluación de
reservas para clasificarlos por los valores presentes netos del yacimiento,
tomando en cuenta restricciones presupuestarias y metas de restitución
de reservas.
44
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
6. POTENCIAL DE MÉXICO
En este capítulo se utiliza como caso de estudio el inventario de los
principales yacimientos de los campos más relevantes de México,
obteniendo resultados que permiten identificar los mejores candidatos
para la aplicación de métodos y técnicas de IOR-EOR, así como
priorizarlos con el objetivo de obtener una cartera de proyectos de
recuperación avanzada y mejorada.
Es importante conocer la base de la cual se podría diseñar una estrategia
de EOR, es decir, los volúmenes disponibles para estos métodos de
recuperación. En nuestro país se han descubierto acumulaciones de que
suman cerca de 321,000 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente; 266,000 millones de barriles más 289 billones de pies
cúbicos de gas, de los cuales se han producido1 cerca de 42,000 millones
de barriles de aceite y 74 billones de pies cúbicos de gas en toda su
historia. La Figura 6.1 presenta la distribución de del volumen de aceite
tanto producido como remanente. Se puede observar que cerca de
224,300 millones de barriles de aceite descubiertos no han sido
producidos. Evidentemente una fracción importante de estos volúmenes
no pueden ser producidos bajo las condiciones tecnológicas y económicas
actuales. Al paso del tiempo la tecnología nos permitirá acceder más y
más volúmenes, y hacerlos técnicamente recuperables, para convertirlos
en recursos contingentes y, en caso de ser, económicamente rentables,
reserva.
Hasta ahora los planes de desarrollo que sustentan las reservas
certificadas del país tienen un factor de recuperación promedio del 15%
lo que equivale a cerca de 30,000 millones de barriles de aceite como
reserva 3P; sin embargo, sólo el 5% del volumen remanente está
clasificado como reserva 1P. Esto señala que existen recursos vastos para
ser incorporados como reservas y eventualmente contribuir a la
plataforma de producción. Es evidente que aún después de varias décadas
de despliegue tecnológico y optimización de planes de desarrollo, sólo una
fracción de estos 224,300 millones serán producidos.
Lo anterior representa excelentes noticias, ya que los depósitos han sido
descubiertos, es decir, el riesgo geológico ha sido considerablemente
reducido, y la magnitud de estos recursos no es menor. Este trabajo parte
de la premisa conservadora de tratar de acceder inicialmente a sólo 5%
de estos volúmenes remanentes, esto es, incrementar el factor de
eficiencia promedio en 5 puntos porcentuales. Como se explicó en el
capítulo 4, los casos más exitosos en el mundo han logrado factores de
45
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
recuperación incrementales de hasta 50%, para alcanzar más de 60%
total. Establecer una meta inicial para México de 5 a 10% de factor de
recuperación incremental no parece ambicioso, pero sí realista.
Aceite
Potencial para
nuevas
tecnologías
Producción
Acumulada
41.5 mmmb
16%
Volumen no
producido
195 mmmb
224.3 mmmb
84%
3P
Reservas
13%
Posibles
Probables
Probadas
IOR/EOR?
11.7 Bn bbl
7.8 Bn bbl
9.8 Bn bbl
5.2 %
3.5 %
4.3 %
Figura 6.1. Distribución del volumen de aceite tanto producido como
remanente1.
En el año 2014, tan sólo en los Estados Unidos, se tienen cerca de 200
proyectos de EOR, de los cuales aproximadamente 66% son de inyección
de gases y el 32% son térmicos y pocos de otros métodos.
La inyección de agua con químicos aditivos ha sido aplicada desde hace
muchas décadas tanto en los Estados Unidos con en Canadá, básicamente
por ser el método más económico, de menor riesgo operativo y, en
algunos casos, el que representa el mayor incremento en el factor de
recuperación por dólar invertido – el más simple.
Por otro lado, en México todavía sólo contamos con un proyecto de
inversión en EOR en el portafolio de hidrocarburos. Afortunadamente,
existen algunas pruebas piloto que han sido exitosas. Es importante
señalar que los métodos de recuperación mejorada requieren de acceso
a tecnología avanzada y de alta especialización de recursos humanos, por
lo que para desarrollar estos métodos es necesario establecer áreas
especializadas dentro de las dependencias y entidades que puedan
identificar los mejores candidatos (campos) para estos métodos, su
diseño, evaluación, validación en pruebas piloto y su masificación.
46
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Una de las preguntas claves para la aplicación del IOR-EOR es identificar
los candidatos con los que se debe iniciar los primeros pilotos para ver la
aplicabilidad de los métodos en campo; así como identificar si es más
viable conseguir un 5% de recuperación adicional de los campos Akal y
Ku, o 20% de campos de menor magnitud.
Como ejercicio para la validación de la metodología híbrida descrita en el
capítulo 5, se utilizaron los 129 principales yacimientos de México, y sólo
considerando los métodos EOR más utilizados (térmicos y gases). En el
capítulo 7 se describe con más detalle el tema de Recuperación mejorada
a través de químicos.
6.1
Aplicación de la Metodología Híbrida
Se aplicó la metodología híbrida en 129 de los principales yacimientos de
México, y considerando los métodos EOR más utilizados, se obtuvo un
histograma de frecuencias para cada método. No se consideró CEOR pues
no existe suficiente información estadística.
6.1.1
Métodos aplicables
Dadas las características geológicas, petrofísicas y del tipo de
hidrocarburos que tiene nuestro país, el potencial del EOR se puede dividir
en tres grandes rubros:
i.
El EOR en carbonatos (la mayoría de los proyectos de Cantarell,
KMZ, Complejo Bermúdez, Jujo-Tecominoacán, entre otros) y
ii.
El EOR en siliciclásticos (la mayoría de los yacimientos de
Chicontepec, siliciclásticos en Cinco Presidentes y otros). Como
es bien sabido, el 90% del volumen se encuentra en un número
pequeño de yacimientos, lo cual establece una oportunidad para
el escrutinio detallado de los métodos más recomendables para
ellos. Utilizando los métodos más comunes de EOR se puede
identificar que los yacimientos en rocas carbonatadas requerirán
principalmente la inyección de gases y los yacimientos en rocas
de origen clástico tienen un poco de mayor flexibilidad,
permitiendo, para el caso de aceites pesados, el uso de métodos
térmicos, por ejemplo.
47
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
iii.
El EOR en campos de aceite pesado y extrapesado y viscoso,
claros candidatos para la recuperación térmica.
6.1.2
Jerarquización Bayesiana
Utilizando la metodología descrita se calcularon dos jerarquizaciones:
La primera es una jerarquización basada en la probabilidad de éxito, éste
definido como la reducción en 15% en el factor de recuperación (como
caso de estudio, el éxito puede definirse como 5, 10 y 40%, por ejemplo).
La segunda jerarquización se calcula con el volumen esperado a ser
recuperado, es decir, el volumen recuperable, multiplicado por la
probabilidad Bayesiana asociada a al menos un cambio de 15% en la
saturación de aceite. Esto permite identificar oportunidades que nos den
acceso
a mayores
volúmenes
de hidrocarburo.
Si tenemos
misma
Two rankings
were calculated:
(1) According
to the probability
of having a la
change
probabilidad
pareciera
lógico
ir por aquélla
que
el mayor
in saturation de
of atéxito,
least 15%.
(2) With
the expected
oil volume
to tenga
be recovered,
volumen
asociado. volume times the Bayesian probability associated to at least
(i.e. the recoverable
a 15% change in oil saturation).
Ranking Ranking2 Candidate # Prob[Si-Sf]>15
3
5
2
4
6
7
13
8
16
18
20
9
10
1
11
14
17
19
12
15
21
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
30
22
182
126
118
222
62
214
54
78
70
358
350
654
342
334
294
286
526
518
310
58%
53%
88%
57%
52%
51%
27%
46%
23%
19%
16%
42%
37%
93%
30%
26%
21%
18%
30%
26%
11%
Porosity
(%)
°API
Depth
(mts)
Temperature
(°C)
Viscosity
(cp)
Formation
10
10
3
9
9
10
10
10
10
10
10
12
12
25
8
8
10
10
11
11
8
29
29
12
32
32
36
39
36
39
44
44
26
26
10
38
38
43
43
37
37
40
1,250
1,250
2,061
1,100
1,100
1,200
1,100
1,200
1,100
1,200
1,200
1,150
1,150
650
975
975
1,200
1,200
1,150
1,150
1,200
60
60
34
60
60
60
61
60
61
62
62
61
61
48
62
62
62
62
63
63
64
1
1
2
1
1
1
1
1
1
1
1
8
8
1,084
4
4
0
0
2
2
1
Siliciclastics
Siliciclastics
Carbonates
Siliciclastics
Siliciclastics
Siliciclastics
Siliciclastics
Siliciclastics
Siliciclastics
Siliciclastics
Siliciclastics
Siliciclastics
Siliciclastics
Siliciclastics
Siliciclastics
Siliciclastics
Siliciclastics
Siliciclastics
Siliciclastics
Siliciclastics
Siliciclastics
Permeabilities
RV
Technology
(mD)
(MMBbl)
0.19
0.19
515.68
0.26
0.26
0.31
0.05
0.31
0.05
0.70
0.70
0.17
0.17
2,248.93
0.15
0.15
0.24
0.24
0.17
0.17
0.19
Steam
CO2
CO2
Steam
CO2
Steam
Steam
CO2
CO2
Steam
CO2
Steam
CO2
Steam
Steam
CO2
Steam
CO2
Steam
CO2
Steam
E[0.15*RV]
(MMBbl )
6,880
6,880
3,282
4,016
4,016
2,618
4,828
2,618
4,828
4,773
4,773
1,705
1,705
647
1,763
1,763
2,051
2,051
899
899
2,013
597
546
432
343
313
198
192
179
166
132
112
107
95
90
80
70
63
54
40
35
34
Tabla 6.1. Ejercicio con 2 jerarquizaciones, la primera de acuerdo a la
probabilidad de obtener un cambio en la saturación de aceite de al menos
15%, y la segunda respecto al volumen de aceite que se espera recuperar.
La tabla 6.1 describe uno de los “n” ejercicios que se pueden realizar con
la herramienta. La primera columna describe el ranking de los yacimientos
con base en la probabilidad de éxito de lograr una reducción en la
saturación de aceite. Es de destacar el número 1 en ese ranking; un
campo que de acuerdo a la metodología descrita arroja una probabilidad
de 93% de éxito (Soi – Sof >= 15%). Éste es un campo de aceite pesado
48
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
(10 API) y viscoso (> 1,000 cp) con alta probabilidad de éxito para la
aplicación de métodos térmicos; sin embargo, al multiplicar el volumen
disponible por la probabilidad de éxito por el 15% de recuperación para
cada candidato, se crea una nueva jerarquización basada en el volumen
esperado recuperable. Así, el candidato número 1 en el primer ranking
baja hasta el ranking 14; y el candidato número 3 en el ranking inicial, se
convierte en el primer lugar conforme al volumen esperado.
6.2
Volúmenes recuperables a través de IOR-EOR
Como se mencionó arriba, nuestro país cuenta con más de 220,000
millones de barriles de aceite, conocidos y disponibles para su
explotación. Es obvio que sólo una fracción de este volumen será
producido (factor de eficiencia) por razones físicas y termodinámicas,
además de las económicas. De la fracción producible, una parte será
producida por recuperación primaria y secundaria, pero claramente los
factores de eficiencia y la recuperación final será mucho mayor si se
aplican métodos de EOR.
Si el 5% del volumen remanente que se establece como objetivo inicial
pudiera lograrse, tendríamos más de 10,000 millones de barriles de
aceite, esto es un potencial superior a las reservas 1P (9,800 millones de
barriles)1. Si este volumen pudiera ser explotado en 30 años, representa
un potencial de producción nacional de hasta 1 millón de barriles diarios
adicionales a la producción base. Es importante destacar que esto se
presenta como el potencial nacional, y no debe dejarse de lado todas las
implicaciones presupuestarias y capacidades técnicas, financieras y de
ejecución que las empresas operadoras puedan alcanzar en conjunto
derivado de la reforma energética. Es claro que los presupuestos y
capacidad de ejecución de éstas serán finitos. La Figura 6.2 representa
de forma gráfica este argumento. Se distinguen los poco más de 80,000
millones de barriles de crudo de Chicontepec, por los evidentes retos
técnicos que representa.
Aceite
Remanente en
sitio
144 mmmb
80 mmmb
EOR @
5% ROIP
7 mmmb
4 mmmb
Ritmo de
producción
máximo
@ R/P = 30 años
1 mm bpd
Figura 6.2. Volúmenes de aceite remanente3.
49
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
7. CASOS CON MAYOR POTENCIAL PARA EL IOR-EOR
Para materializar el potencial descrito en el capítulo anterior, verlo
reflejado en las reservas de México y en un incremento considerable de
la producción nacional es necesario, inicialmente, establecer una
Estrategia de Recuperación Mejorada como parte de la Política de
Hidrocarburos con una visión de largo plazo, tomando en cuenta que los
proyectos de inversión del sector hidrocarburos (incluidos los de EOR)
tienen horizontes de 20 años o mayores y requieren un análisis adecuado
de costos.
Debido a que el 80% de la producción nacional proviene de campos
maduros, prácticamente la mayoría de ellos requerirán eventualmente
incrementar su factor de eficiencia a través de métodos de IOR-EOR,
incluyendo nuestros valiosísimos campos cuyos principales yacimientos
se encuentran en rocas carbonatadas como los de los campos Akal, Ku,
Zaap y Maloob, pasando por los campos retadores pertenecientes a
Chicontepec, los grandes campos de aceite extrapesado y, en el largo
plazo inclusive, los campos que descubramos en aguas profundas. Es por
esto que es de suma importancia establecer una estrategia y hacer las
adecuaciones en las dependencias y entidades, así como en la industria y
academia para prepararnos para este recompensable reto.
En este capítulo se describen los casos que en opinión del autor tienen
mayor potencial por el volumen disponible.
7.1
Carbonatos Fracturados (Cantarell y KMZ)
Históricamente, la producción mexicana se ha basado en los yacimientos
de los campos super-gigantes de los proyectos Cantarell y Ku-MaloobZaap. Cantarell, por ejemplo, alcanzó una producción máxima de poco
más de 2 millones de barriles diarios en 2004, y KMZ alcanzó su pico de
producción en 2014 con cerca de 870,000 bpd. En la actualidad, Cantarell
produce aproximadamente 271 mil barriles por día (133 mil de ellos de
Akal) y KMZ produce 864,000 bpd 187,000 de Ku, 299,000 de Zaap y
369,000 de Maloob). El mantenimiento de presión a través de la inyección
de gas como método de recuperación secundaria, así como la
incorporación de nuevas tecnologías de perforación y terminación de
pozos (terminaciones “Cantarell”, basadas en las terminaciones del
campo Yates), por ejemplo, permitió el incremento en la producción de
50
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Akal y Ku con resultados históricos, dejando claro el potencial del IOREOR.
Los yacimientos principales de estos campos son lo que se conoce como
Yacimientos Naturalmente Fracturados, que tienen la peculiaridad de ser
altamente fracturados y vugulares, con fracturas de gran permeabilidad
(del orden de varios Darcies), mientras que el sistema matricial tiene
permeabilidades del orden de miliDarcies). Este gran contraste en la
transmisibilidad (km << kf) permite que la fuerza de gravedad sea
superior a las fuerzas capilares y viscosas, favoreciendo ampliamente el
drene gravitacional a un ritmo mucho mayor en el sistema fracturado que
en el matricial, generando un vaciamiento del sistema fracturado;
mientras, que las fuerzas capilares son de mayor escala en el sistema
matricial. Esto provocó que la mayor contribución en la recuperación
acumulada haya sido proveída por el sistema fracturado. La Figura 7.1
muestra de forma esquemática la distribución promedio aproximada de
volúmenes al momento de su descubrimiento con respecto a la
distribución al día de hoy. En resumen, después de décadas de
explotación de estos campos, la mayor parte del aceite remanente se
distribuye principalmente en aceite residual en la matriz, y una pequeña
fracción en aceite no barrido (ver Capítulo 3), dejando claro que los
esfuerzos del EOR deben estar enfocados al sistema matricial.
Matriz
1979
40
%
Fractura
60
%
2015
10
%
90
%
Volumen Original
Volumen Remanente
Figura 7.1 Distribución del aceite remanente en Akal16.
51
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Hablando específicamente de éste, ha habido debates históricos (desde
los años 80s) hasta la fecha sobre la mojabilidad de la matriz. Gracias a
los estudios más recientes se ha logrado un consenso acerca de que la
matriz de Akal y Ku son de mojabilidad mixta, preferentemente mojable
al aceite, eso provoca que las fuerzas capilares logren retener el aceite
en la matriz, a pesar de tener fracturas adyacentes en franco vaciamiento
por drene gravitacional en la zona invadida por gas; o aceite atrapado en
la matriz en la zona invadida por agua. Esto indica que los métodos de
EOR que podrían ser exitosos son aquéllos que tienen que ver con la
reducción en la tensión interfacial y la alteración de la mojabilidad,
actualmente, conocidos como recuperación mejorada por químicos
(CEOR, por sus siglas en inglés).
7.1.1
CEOR
Entre las alternativas se encuentra el uso de surfactantes espumados 17.
Las dos condiciones principales que limitan la expulsión del aceite del
sistema matriz, cuando las fuerzas capilares y gravitacionales dominan,
son la preferencia de mojabilidad y la tensión interfacial. Los surfactantes
pueden intervenir para que dichas condiciones sean favorables; sin
embargo, el reto de su inyección en un yacimiento fracturado es lograr
que penetren en la matriz lo suficiente para generar los cambios que
justifiquen su inversión.
Para distribuir un surfactante a lo largo del sistema fracturado ya sea en
el casquete o en el acuífero, éste debe suspenderse (transportarse) en un
sistema que supere los obstáculos que representa la diferencia de
densidades y viscosidades y le permita adherirse al bloque de matriz el
tiempo suficiente para que interaccione con el aceite contenido en ella.
Una espuma es un sistema que cumple con ambas funciones.
7.1.2
Sudación Inteligente18
Una alternativa adicional a los métodos descritos en la sección anterior,
tiene que ver con la optimización de la explotación IOR-EOR, esto es, la
aplicación de métodos de recuperación con químicos durante la
explotación de los YNF durante su etapa de recuperación por drene
gravitacional. Esto es lo que se denomina Sudación inteligente o drene
gravitacional asistido por químicos.
17
18
Ramírez-Ovalle, 2015.
Rangel-Germán, 2013.
52
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Esta estrategia de explotación requiere el despliegue de tecnologías de
IOR con la aplicación temprana de métodos de CEOR, lo que implica la
explotación óptima de los campos a través del cálculo del flujo matrizfractura, permitiendo el incremento en el factor de recuperación.
Durante la sudación inteligente el CEOR provee volúmenes del sistema
matricial (ver aceite incremental recuperable en Capítulo 3) adicionales a
los proveídos por el drene o la imbibición, incrementando el flujo de la
transferencia matriz-fractura, de tal forma que el avance del contacto
gas-aceite se reduce por mayor contribución de la matriz (EOR) y gasto
óptimo de extracción y manejo de gas (o agua) con perforación y
terminación avanzada (IOR). En un escenario ideal los volúmenes
extraídos de la columna de aceite son iguales a los volúmenes proveídos
por el sistema matricial, logrando balance, que a su vez, permite un
plateau de producción que se puede extender por muchas décadas.
Si bien, en el caso de Akal sea tarde para la aplicación de la sudación
inteligente; es probable que para los campos Ku, Zaap, Maloob y demás
campos con YNF pueda ser una opción viable. En otros casos, es probable
que sea adecuado considerar el IOR-EOR desde el inicio de la explotación
de los campos, o al menos, al inicio del drene o de la imbibición cocorriente.
7.2
Chicontepec
El Proyecto Aceite Terciaro del Golfo (PATG), incluye el depósito de
hidrocarburos más grande del país en lo que se conoce como “tight oil”,
contando con un sinnúmero de yacimientos de aceite con gas disuelto en
depósitos areno-arcillosos de muy baja permeabilidad. Este depósito
cuenta con un volumen de un poco m 80 mil millones de barriles de crudo,
superior a los 25 mil millones del Activo Cantarell (casi 18 mil de ellos de
Akal) y los 35 mil millones del Activo Ku-Maloob-Zaap (casi 14 mil de ellos
son de Ku, Maloob y Zaap), es decir que es Chicontepec es más grande
que la suma de nuestros campos super-gigantes. Chicontepec cuenta con
todo tipo de aceite (ligero, intermedio y pesado), su geología es sui
generis y sumamente compleja, siendo el resultado de depósitos
turbidíticos con eventos geológicos intermitentes que provocaron gran
heterogeneidad (Figura 7.2).
53
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Figura 7.2 Descripción de las facies que componen el paleocanal de
Chicontepec19.
La mayoría de sus yacimientos se encuentran a una presión muy cercana
de la presión de burbuja del aceite residente (con una ligera caída de
presión provocada por unas semanas de producción, el gas disuelto se
libera y empieza a fluir hacia los pozos, dejando gran parte del aceite
detrás). Es claro que la aplicación del IOR en etapas tempranas es
indispensable para el mantenimiento de presión.
El lógico pensar que dadas las heterogeneidades de estos campos, no
habrá una solución mágica y única para la explotación de éstos. Es
indispensable primero generar un conocimiento del subsuelo suficiente
para tener caracterizadas las diferentes áreas del paleocanal.
Para un desarrollo óptimo de estos campos, es indispensable conocer la
distribución de facies, el contenido mineralógico, entre otros, de tal forma
que se pueda diseñar un esquema de explotación para cada área,
incluyendo por supuesto, los métodos de EOR. El IOR-EOR incluirá
entonces diferentes tecnologías de perforación, fracturamiento múltiple y
terminación inteligentes, así como sistemas artificiales de producción
19
Santillán, 2011.
54
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
(IOR) y métodos de EOR ad hoc a los sistemas roca-fluido de que se trate,
que pueden ir desde la inyección de gas hidrocarburo, CO2 o métodos
térmicos, químicos o combinados.
De acuerdo a los análisis realizados en este estudio, los campos de
Chicontepec paracen ser buenos candidatos para la inyección de gas
hidrocarburo, C02 y en algunos casos agua alternada con gas (WAG, por
sus siglas en inglés). Establecer un programa de mantenimiento de
presión para los campos es indispensable, ya que como se mencionó
anteriormente, de otra forma se tendrá que lidiar con el problema de
manejo de gas por las altas RGAs de los campos al atravesar las presiones
de burbujeo de cada uno de estos miles de yacimientos. Es importante
tomar en cuenta que un programa de IOR-EOR debería ser considerado
no sólo como método de recuperación terciaria, sino desde el inicio de la
explotación de los campos.
Queda claro que la explotación de Chicontepec tomará varias décadas y
los esfuerzos conjuntos de varias empresas operadoras probando
diferentes proyectos tecnológicos, lo cual implicará posiblemente una
combinación de varios métodos de EOR. Es de destacar que dados los
volúmenes almacenados en Chicontepec, el IOR-EOR es toral en la
materialización del potencial de este depósito para que eventualmente se
cumpla la promesa de que efectivamente puede contribuir de forma
sustancial a la plataforma de producción de nuestro país.
7.3
Aceites Pesados y Extrapesados Terretres y Marinos
Otra categoría digna de destacar en el potencial de IOR-EOR del país, es
la relacionada con los grandes volúmenes de aceite pesado y extrapesado
y viscoso. Los campos principales son aquéllos en mar. Destacan los
campos Kayab, Pit, Ayatsil, Cacalilao y Pánuco, con valores cercanos o
superiores a los 3,000 millones de barriles de aceite. La Tabla 7.1
presenta la lista de los principales campos de aceite pesados y
extrapesado en el país. Se puede notar que los volúmenes almacenados
en estos campos son inmensos, alcanzando valores superiores a los
30,000 millones de barriles de aceite.
Los aceites pesados y extrapesados tienen una gravedad API baja y
típicamente, aunque no necesariamente, una viscosidad alta. La
viscosidad del aceite es sensible a los cambios de temperatura y, en el
mundo se ha demostrado con gran éxito que la aplicación de métodos
térmicos de recuperación mejorada pueden conseguir recuperaciones
adicionales muy importantes (ver casos de éxito en el capítulo 4).
55
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Campo
° API
Kayab
Pánuco
Cacalilao
Ayatsil
Pit
Ébano Chapacao
Pohp
Tson
Chapabil
Tekel
Utsil
Samaria
Kastelán
Kach
Aksha
Nab
Zazil-Ha
Alak
Numan
TOTAL
8.6
12
12
10.5
10.8
12
8
8.2
10
10
9.5
10
11
13
9.6
8.5
9
14
8.8
Volumen
Original de
aceite 3P
6966
5204
3630
3619
2870
2211
1266
1084
1043
1008
811
649
614
586
450
408
261
261
258
33199
Tabla 7.1 Principales campos de aceite pesados y extrapesado en México.
Dentro de los proyectos pilotos exitosos en México se encuentran el
proyecto Samaria Neógeno. Ubicado a 17 kilómetros al Oeste de
Villahermosa, este campo fue descubierto en 1961 con el pozo Samaria
2, el cual produjo aceite extra-pesado con densidad de entre 5 y 11 grados
API. Sus yacimientos son arenas no consolidadas que cubren un área de
25 kilómetros cuadrados, de 120 a 150 metros de espesor con un volumen
original superior a los 600 mmbbl. Cabe destacar que los esfuerzos de
EOR han sido exitosos a través de inyección térmica de vapor.
Inicialmente de forma cíclica (huff and puff) y en planeación para la
masificación en forma continua. El diseño de los pozos para soportar altas
temperaturas, las generadoras de vapor y demás elemento tecnológicos
(IOR) con el adecuado diseño del método térmico de EOR, han
demostrado el potencial inmenso que tiene el IOR-EOR en campos de
aceite pesado y extrapesado. Este proyecto ha arrojado resultados
similares a los campos Duri y Prudhoe Bay, en donde, si bien en diferentes
escalas, al aceite tiene excelente respuesta a la inyección de calor.
Además de los casos de éxitos que se describen en el Capítulo 4, se debe
tomar en cuenta que un programa de IOR-EOR debería ser considerado
56
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
no sólo como método de recuperación terciaria, sino desde el inicio de la
explotación de los campos. En muchos casos de aceites pesados y
viscosos del mundo (Alaska, Canadá, Venezuela, Rusia) los métodos de
recuperación térmica son necesarios desde el inicio de la explotación de
los campos, de otra forma los factores de recuperación esperados son
muy bajos (<6%).
57
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
8. REQUERIMIENTOS PARA SU IMPLEMENTACIÓN
8.1
Paradigma en la explotación de campos.
Debido a razones históricas, a través del tiempo se creó un paradigma
operativo que prescribía que la explotación de un yacimiento iniciaba con
la recuperación primaria (mecanismos naturales de producción como:
expansión del sistema roca-fluidos, gas en solución, empuje del acuífero,
expansión del casquete de gas asociado, o drene gravitacional o mediante
sistemas artificiales de producción), posteriormente, una vez agotada una
fracción importante de la energía propia del yacimiento, se continuaba
con la recuperación secundaria (métodos para aumentar o mantener la
energía natural del yacimiento, al inyectar agua y/o gas bajo condiciones
inmiscibles para mantenimiento de presión); y finalmente con la
recuperación terciaria (cualquier técnica usada después de la
recuperación secundaria).
Dadas las particularidades de algunos de nuestros campos más
importantes (yacimientos carbonatados altamente fracturados y
vugulares; Chicontepec; aceites extrapesados costa fuera) discutidos en
el capítulo anterior, y retomando los casos de éxito documentados en el
mundo (Capítulo 4) debemos cuestionar el paradigma de etapas
cronológicas y sugerir que debe superarse de tal forma que IOR-EOR sea
considerado desde etapas tempranas en la explotación de los campos que
así lo requieran. (Figura 8.1).
Figura 8.1 Cambio del paradigma de etapas secuenciales de recuperación a
una implementación temprana de IOR-EOR5.
58
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Como se mencionó en el capítulo anterior, uno de los mejores ejemplos
es el famoso Chicontepec, cuya baja energía inicial y condiciones adversas
de subsuelo hacen que los pozos pierdan productividad rápidamente. Si
el IOR/EOR se aplica desde el inicio, es decir, inyección de agua, gas
hidrocarburos o bióxido de carbono (CO2), en la zona donde estudios
definan viabilidad para los miles de sus yacimientos, pudiera generar
mejores producciones y por lo tanto mejor recuperación por pozo, y total
del depósito más grande de hidrocarburos en el país.
Otros ejemplos son los campos supergigantes y gigantes de los proyectos
Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, en los cuales se tienen cerca de 30 mil
millones de barriles remanentes almacenados en la fracción menos
permeable (no fracturada) de sus yacimientos, que no podrán ser
producidos a través de métodos convencionales, pero que pueden ser y
sólo podrán ser producidos a través de métodos de EOR, lo que sugiere
también la urgencia de iniciar estas actividades antes de terminar la
recuperación secundaria. Es importante mencionar que la decisión final
de la implementación temprana de un proceso de EOR deberá sustentarse
en criterios de desempeño técnico y económico.
8.2
Definición de una Política Pública por IOR-EOR.
El éxito del IOR-EOR depende de las políticas públicas establecidas como
nación. Países como Noruega o el Reino Unido tienen claramente definido
que el factor de recuperación y las acciones de IOR-EOR deben ser parte
de los Planes de Desarrollo de los campos presentados por las operadoras;
tienen regulación para el EOR, existen instituciones de gobierno con
mandato específico de incremento de factor de recuperación y sus
regímenes fiscales establecen incentivos fiscales para estas actividades.
8.2.1
Gasificación de México.
Una política pública que busque la transición energética y la
autosuficiencia el aprovechamiento de los vastos y diversos recursos de
gas que tiene nuestro país puede favorecer las iniciativas de recuperación
mejorada. Par lo anterior se requiere reforzar 4 rubros:

Tecnología: Se requiere incrementar eficiencia de los procesos de
generación eléctrica, promover la educación del consumo razonable
de energía, inversión en fuentes de baja emisión de carbono, CCUS
en yacimientos naturales y otros depósitos adecuados, crear
sinergias con las diferentes industrias para impulsar la inyección de
CO2 (EOR). Actualmente existen iniciativas del gobierno federal
59
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
para mitigar emisiones de CO2 a la atmósfera e impulsar proyectos
de EOR con CO2.



Herramientas Económicas: Hacer uso de un análisis del ciclo de vida
y del orden de mérito.
Estrategias: Planeación largo plazo (30-50 años) para asegurar la
seguridad energética, garantizar la infraestructura necesaria, evitar
malas políticas económicas, definir escalas y el siguiente paso a dar.
Regulación apropiada: es fundamental para el desarrollo masivo del
shale gas y para incrementar las reservas de gas natural.
Los beneficios esperados de una política pública como el Gasificar México
incluyen la disponibilidad de la molécula de gas para la industrialización
del país y el suministro para uno de los métodos de EOR más exitoso del
mundo, como es la inyección de gas.
8.2.2
Fondos Conacyt.
El fondo de hidrocarburos patrocina la investigación y el desarrollo
científico y tecnológico además del entrenamiento especializado de los
recursos humanos.
En 2013 se aprobaron 4 de los proyectos solicitados de IOR-EOR:




Prueba piloto de inyección de Vapor en Ébano-Pánuco-Cacalílao
Prueba piloto de inyección de Álcalis, Surfactantes y Polímeros en
yacimiento de carbonatos en Poza Rica, Veracruz.
Desarrollo de agente químicos multifuncionales para modificar las
propiedades del aceite pesado del campo Ayatsil.
Caracterización del aceite remanente en las zonas invadidas por el
acuífero y el casquete de gas, así como la determinación de factor
de recuperación incremental por diferentes procesos de EOR.
Estos proyectos se desarrollan bajo la modalidad de proyectos integrales,
que buscan prescisamente incorporar centros de investigación y
compañías petroleras para la solución de sus retos tecnológicos y futuras
aplicaciones a escala de campo. Cabe aclarar que existen otras
modalidades para la asignación de los recursos del Fondo de
Hidrocarburos Conacyt Sener.
Si bien los esfuerzos pueden ir en la dirección adecuada, es importante
preguntarnos si la escala es adecuada. Es opinión del autor que más
proyectos pueden ser incluidos en este fondo. Es importante la integración
60
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
de grupos multidisciplinarios que presenten una propuesta integral que
atienda esta tarea urgente de incorporar reservas y el incremento en la
plataforma de producción.
8.2.3
Proyectos virtuosos Gobierno-Academia-Industria.
Es necesario buscar convenios con la Academia y la Industria a través de
“proyectos virtuosos” en los cuales, las empresas identifiquen a las
escuelas de ingeniería como su mejor socio, y se tenga el compromiso del
Gobierno (como el caso de Conacyt). En un proyecto virtuoso, se pueden
formar equipos integrales, integrados por investigadores de alto nivel,
profesores especializados, tesistas, becarios y exalumnos profesionistas,
que desarrollen proyectos con un requerimiento de conocimiento técnico
alto.
Los proyectos virtuosos, además de representar un ingreso económico
para las escuelas de ingeniería, también deben representan
contribuciones académicas y científicas pues son fuentes de
publicaciones, tesis y especializaciones, así como la base del desarrollo
de tecnología para resolver los problemas de campo. El ingreso económico
puede sustentar el mejoramiento y mantenimiento de las instalaciones,
los equipos de cómputo y de los laboratorios para atender varios
proyectos simultáneamente con distintas empresas, y además, generar
un fondo o fideicomiso auditable en el que un comité interinstitucional
decida la distribución de los recursos.
8.3
Regulación de IOR-EOR.
La regulación del sector hidrocarburos es un conjunto articulado de
disposiciones técnicas y jurídicas que establecen las reglas para que el
operador petrolero, el Estado Mexicano y los actores de mercado realicen
sus actividades, en un entorno cierto, continuo y predecible.
Es indispensable contar con un marco regulatorio que permita la
implementación oportuna y adecuada del IOR-EOR. Es importante
destacar que en el mundo existen diversas regulaciones al respecto20,21,22.
Estas regulaciones incluyen definiciones claras de los que son las
operaciones de recuperación mejorada aceite y gas y los términos
20
21
22
BOEM, 2015.
DECC, 2015.
NPD, 2015.
61
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
asociados a ella como recuperación esperada, operaciones de
mantenimiento de presión, inyección cíclica o continua, definición de línea
base (producción esperada, previo a la implementación del EOR), entre
otras, lo cual establece un marco de referencia claro para las empresas
operadoras que deban observar esta regulación.
Las regulaciones relacionadas con IOR-EOR tienen objetivos claros en
beneficio del factor de recuperación de los campos de sus países. Se
establecen claramente:
a. El inicio oportuno de las operaciones de EOR para todos los
yacimientos competitivos y los no tan competitivos. Es de destacar
que contar con un marco regulatorio permite disipar confusiones o
discrepancias en lo que significa “inicio oportuno” de operaciones o
lo que es un “yacimiento competitivo”.
b. Presentación oportuna de un plan de mantenimiento de presión
para los campos. Obligaciones regulatorias como ésta permite la
correcta administración de yacimientos, evitando que las presiones
atraviesen la presión de saturación (Ejs: yacimientos de gas y
condensado, y de aceite con gas disuelto)
c. Presentación periódica de volúmenes de aceite, gas y otras
sustancias inyectadas, producidas o generadas. Obligaciones como
éstas permiten la vigilancia adecuada de los balances de materia
(vaciamiento, llenado, reemplazo) que se vean reflejados en
mayores factores de recuperación.
Adicionalmente, estas regulaciones tienen también efectos positivos en la
implementación adecuada del EOR, ya que permiten la identificación de
costos que pueden ser reconocidos como deducciones fiscales en esos
países, dejando claro las operaciones de EOR que califican y los costos
incurridos previos al inicio de inyección de fluidos.
Finalmente, estas regulaciones establecen de forma clara que la
obligatoriedad de que la producción debe llevarse a cabo de forma
prudente técnica y económicamente, de tal forma que se evite la pérdida
de petróleo o energía en los depósitos, y que los responsables legales de
los contratos de operación de los campos deben tomar las medidas
necesarias con el fin de lograr estos objetivos.
8.4
Administración de proyectos de IOR-EOR.
62
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Todo proyecto IOR-EOR debe contar con un programa de trabajo
adecuado, el cual debe tener un seguimiento apropiado durante su
implementación a fin de incrementar su probabilidad de éxito.
Una buena cultura de planeación de proyectos de recuperación puede
evitar pérdidas importantes de tiempo y recursos que ocasionan los
ajustes en el desarrollo pronosticado de las actividades.
Se deben integrar los aspectos económicos, de ingeniería, de toma de
datos y de modelado de yacimientos para los siguientes elementos
críticos:











Procesos de selección de los métodos IOR-EOR.
Identificación de análogos
Materiales
Caracterización de Yacimientos
Experimentos de laboratorio
Modelado numérico
Economía del proyecto
Pruebas Piloto
Implantación del proyecto
Grupo de Trabajo y capacitación de personal
Actividades de perforación de pozos
63
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
9. RETOS
Es opinión del autor que el Gobierno debe trabajar en conjunto con las
Universidades y las empresas relacionadas con los sectores: eléctrico,
hidrocarburos, construcción, químico, mecánico y manufacturero, entre
otros, para afrontar los retos que conlleva el desarrollo de una estrategia
nacional de IOR-EOR. Una gran contribución sería la creación de un mapa
de ruta tecnológico para el IOR-EOR del país.
Destacan tres retos fundamentales:
tecnológicos e infraestructura.
9.1
recursos
humanos,
recursos
Retos relacionados con recursos humanos.
Estudios recientes de diversas agencias, asociaciones, así como de
instituciones académicas han señalado la problemática que enfrenta la
industria internacional por la carencia de profesionistas y técnicos con
experiencia debido a dos factores: la velocidad (baja) a la que se
incorporan nuevos talentos a la industria y la velocidad (rápida) con la
que se pierde gente con experiencia.
Esto tiene su origen en lo que se conoce como la transición entre los “baby
boomers” (los bebés del auge de la post guerra) y la “generación X” y,
próximamente, la “generación Y”. Sin embargo, debido a la fuerte
asociación entre el empleo (y desempleo) de nuestra industria y los
precios del petróleo, internacionalmente se creó un hueco generacional
que ha sido muy difícil de llenar. La Figura 9.1 presenta la distribución de
empleados, de acuerdo a su edad, en la Industria del petróleo y gas
internacional, conforme al estudio presentado por la American
Geosciences Institute. La gráfica señala una distribución bimodal de los
recursos humanos con sesgo a la derecha, esto es, una gran cantidad de
personal en edad de jubilarse, con un valle en el personal en sus 40s y
una nueva cresta de persona de recién ingreso o con menos de 10 años
de experiencia. Esto representa un riesgo alto en la industria, ya que el
conocimiento adquirido por la generación a punto de jubilarse pudiera
perderse si no se establecen los mecanismos para su transferencia, a
través de la retención del personal o de programas de mentoria o
capacitación del persona joven aprovechando la experiencia de los
profesionistas mayores.
64
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Figura 9.1. Distribución de empleados de la industria
del petróleo y gas de Estados Unidos16.
Es opinión del autor que se deben realizar acciones agresivas para la
selección óptima de personal, capacitación del mismo a través de
mentorías, estancias, entrenamientos y estudios de posgrado para
desarrollar especialistas y expertos en cada uno de los temas descritos.
Un programa que combine las capacidades propias de la Indusria y los
fondos del Conacyt para el sector hidrocarburos pareciera ser una solución
viable.
Se requiere una cantidad sin precedentes de especialistas, profesionistas
y técnicos con experiencia en:




Métodos de EOR, así como el desarrollo de una gestión de
suministro de materiales a escalas con las que nunca hemos
trabajado.
Administración integral de yacimientos naturalmente fracturados
(YNF) con énfasis en métodos de recuperación avanzada (IOR) en
estos yacimientos; es probable que en el mundo existan menos de
diez expertos en EOR en YNF.
Caracterización y administración de depósitos del tipo “tight oil”,
perforación no convencional y fracturamientos, así como en
métodos de IOR-EOR para yacimientos altamente heterogéneos.
Aceites pesados y extrapesados y viscosos.
65
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Otros países han invertido en estos rubros y el beneficio es claro. Brasil,
Estados Unidos, Canadá, Australia, Holanda, Noruega, tienen
especialistas en muchos de los temas discutidos. La inversión en capital
humano siempre será una inversión rentable para el país.
Como país productor de hidrocarburos, no deberíamos posponer estos
esfuerzos arguyendo a las limitaciones económicas.
9.2
Retos Tecnológicos.
Uno de los retos más importantes a superar para el éxito del IOR-EOR
tiene que ver con el acceso a tecnología que permita la explotación y
administración eficiente de los yacimientos del país.
Se requiere comenzar a diseñar proyectos de EOR para su integración en
la cartera de proyectos del sector hidrocarburos de nuestro país. Es
importante señalar que los métodos de recuperación mejorada requieren
de acceso a tecnología avanzada y de alta especialización de recursos
humanos, por lo que para desarrollar estos métodos es necesario
establecer áreas especializadas dentro de las dependencias, entidades e
instituciones académicas y de investigación que puedan identificar los
mejores candidatos (campos) para estos métodos, su diseño, su
evaluación, aplicación de pruebas piloto y su masificación. Los recursos
humanos y el seguimiento cercano durante el desarrollo de estos
proyectos representan un tema toral para el éxito de éstos.
Como se comentó en las secciones anteriores, los principales candidatos
para IOR-EOR son campos con particularidades importantes, así se
requiere esfuerzos en cuanto a inteligencia y desarrollo de tecnología en
tres grandes temas:
a. Tecnologías de IOR-EOR en Yacimientos Naturalmente Fracturados.
b. Tecnologías de IOR-EOR en Chicontepec.
c. Tecnologías de IOR-EOR en Aceites pesados y viscosos.
Es de destacar que algunos de nuestros yacimientos presentan grandes
retos como ser costa fuera, estar fracturados, tener alto contenido de
ácido sulfhídrico, alto contenido de dióxido de carbono y, en algunos
casos, hasta alta presión y alta temperatura (Tsimin y Xux, como
ejemplos de HPHT).
Por lo tanto nuestro país requiere un programa agresivo de pruebas piloto
para el EOR, así como el desarrollo de una estrategia de IOR-EOR para
66
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
TODOS los yacimientos de aceite del país susceptibles de estos métodos,
de tal forma que permita la identificación, acceso y/o desarrollo de las
tecnologías necesarias.
9.3
Retos de Infraestructura.
El tercer grupo de retos que se identifica para el éxito del IOR-EOR en
nuestro país, tiene que ver con la infraestructura.
En el caso de Chicontepec, por ejemplo, debido a la baja permeabilidad
de sus rocas almacenadoras, se requiere de fracturamiento hidráulico
para poder crear conductos de alta permeabilidad por los que los
hidrocarburos puedan fluir hacia los pozos. Para maximizar el área de
contacto del pozo y las fracturas creadas (y las inducidas) con la
formación almacenadora, es una práctica común la construcción de pozos
horizontales con 20 o más etapas de fracturamiento; esto implica el
manejo masivo de materiales como agua, apuntalantes (sólidos para
mantener las fracturas abiertas y con permeabilidad alta), químicos,
aditivos, etc., en cantidades (literalmente) industriales. Si a esto se
agregan actividades de EOR, las implicaciones en cuanto a infraestructura
superficial como caminos, ductos, compresores, estaciones de bombeo,
etc, implicará un reto de infraestructura muy importante.
En el caso de los campos de aceite pesado y viscoso, es importante tomar
en cuenta la infraestructura especializada para la aplicación del EOR, tales
como tuberías de revestimiento y cementos que soporten las altas
temperaturas a las que el vapor es inyectado, así como la infraestructura
superficial relacionada con la generación de vapor.
67
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
10. CONCLUSIONES
La industria internacional ha demostrado que los métodos de IOR-EOR
son reales, tangibles, y han contribuido con grandes volúmenes a las
reservas y producción internacional. Los factores de recuperación
observados son superiores al 50%, y en México los factores de
recuperación objetivo no tienen por qué ser menores.
A pesar de los vastos recursos de hidrocarburos que México posee la
producción continúa declinando, al igual que las reservas.
Existen diversas actividades para incrementar reservas que pueden, en
su momento, contribuir a la plataforma de producción. Algunas de las más
importantes, son las relacionadas con la recuperación avanzada y
recuperación mejorada (IOR-EOR). Los casos de éxitos del mundo
presentados y la metodología de análisis de los volúmenes recuperables
a través de IOR-EOR, representan justificaciones excelentes para lanzar
un programa agresivo de estas iniciativas a nivel nacional en donde estén
involucrados los esfuerzos del Gobierno, Academia e Industria.
Las únicas alternativas que pueden competir en la misma escala con los
volúmenes disponibles a través de IOR-EOR, en la consecución de la
restitución de reservas o incremento en la plataforma de producción son:
(i) la exploración en costa fuera (especialmente en aguas profundas), y
(ii) desarrollo de recursos no convencionales. Este estudio demuestra que
el IOR-EOR presenta ventajas significativas sobre las otras dos, entre
ellas se encuentran el menor riesgo geológico, la infraestructura asociada
a su desarrollo y en muchos casos el costo de producción por barril.
Los volúmenes disponibles para el IOR-EOR podrían contribuir a duplicar
la reserva probada del país e incrementar la plataforma de producción en
varios cientos de miles de barriles diarios.
Los tres principales retos para el éxito del IOR-EOR son: los relacionados
con los recursos humanos, los relacionados con recursos tecnológicos y
los relacionados con la infraestructura.
Los esfuerzos realizados en estos temas en México no han sido
proporcionales al potencial disponible. Nos encontramos en un momento
para tomar decisiones fundamentales para los próximos diez años.
68
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
11. REFERENCIAS
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Development Strategies”, Elsevier, ISBN 978-1-85617-855-6, pp. 4380, 2010.
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Regulation”, 2015.
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Pureprint Group Limited, pp. 6-22, Reino Unido, 2014.
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EOR”, 2015.
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volumes, and drainage-area pressures during primary depletion.”
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1992.
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NPC, National Petroleum Council, “Hard Truths, Facing the Hard Truths
about Energy”, Library of Congress, número de registro: 2007937013,
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NPC, National Petroleum Council, “Prudent Development, Realizing the
Potential of North America’s Abundant Natural Gas and Oil Resources”,
69
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
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
NPD, Norwegian Petroleum Directorate, “Regulación de EOR”, 2015.
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un Yacimiento Naturalmente Fracturado”, UNAM, 2015.
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program EOR projects to increase reserves rapidly”, World, Heavy Oil
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RANGEL-GERMAN, Edgar R., “¿Dónde está la siguiente cuadrilla para
enfrentar los próximos retos de E&P?”, Revista Energía a Debate,
México, 2012.
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Sudación Inteligente”, CNH, 2013.
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SANTILLÁN, Noe et al. “Facies sedimentarias turbidíditicas del Terciario
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SHENG, James, “Enhanced Oil Recovery Field Case Studies”, Gulf
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21-24, 1996.
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YERGIN, Daniel, “The Quest, Energy, Security, and the Remaking of
the Modern World”, The Penguin Press, ISBN 978-1-59420-283-4, pp.
238, E.E.U.U., 2011.
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water cut during waterflooding”, Journal of Petroleum Science and
Engineering, Vol. 78, Septiembre, pp. 609-617, 2011.
Adicional
Mediante
70
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
12. BIBLIOGRAFÍA
a) LAKE, Larry, “Enhanced Oil Recovery”, Prentice-Hall, ISBN: 0-13281601-6, 1989.
b) RANGEL-GERMAN, Edgar R., El potencial de la recuperación mejorada
de petróleo en México”, Revista Energía a Debate Marzo-Abril, México,
2011.
c) CNH, Comisión Nacional de Hidrocarburos “El Futuro de la Producción
de Aceite en México: Recuperación Avanzada y Mejorada”, CNH,
México, 2012.
d) OIL & GAS JOURNAL, “2010 Worldwide EOR Survey”, Abril, 2010.
e) BABADAGLI, T., at al., “Development of Marginal/Mature Oil Fields: A
Case Atudy of the Sinclair Field”, Journal of Canadian Petroleum
Techonology, SPE-134227-PA, 2010.
f) IEA, International Energy Agency, “Resources to Reserves, Oil, Gas
and Coal Technologies for the Energy Markets of the Future.
g) SHENG, James, “Modern Chemical Enhanced Oil Recovery, Theory and
Practice”, Gulf Professional Publishing, ISBN: 978-1-85617-745-0,
Elsevier, 2011.
71
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
RECONOCIMIENTOS
El autor desea expresar su agradecimiento a la Ing. Grecia Ramírez,
asesora de la CNH, por el apoyo en la consolidación, revisión y
comentarios al presente. Escuchar a las generaciones jóvenes siempre
será la mejor fórmula para producir nuevas ideas. Agradezco también a
los ingenieros Gustavo Prado, Alejandro Mar, Mauricio Cuba y Juan Carlos
Pérez, miembros de la Unidad de Extracción de la CNH, por su apoyo en
la obtención de información y sus valiosos comentarios. La discusión
técnica y no técnica con estos brillantes ingenieros petroleros siempre
resulta gratificante.
El autor desea expresar su agradecimiento a los comentaristas de este
trabajo (en orden alfabético): Dr. Heber Cinco Ley, Dr. Fernando
Rodríguez de la Garza, y Dr. Fernando Samaniego Verduzco. Mi
admiración y respeto para quienes considero tres de los más brillantes
ingenieros petroleros que nuestro país ha producido. Es un honor contar
con su amistad.
El autor desea expresar su agradecimiento al Dr. Néstor Martínez Romero,
Presidente de la Comisión de Especialidad y compañero Comisionado en
la CNH, por su asesoría y apoyo en el proceso de ingreso al a Academia
de Ingeniera.
El autor agradece a la Comisión Nacional de Hidrocarburos por el apoyo
para la realización de este trabajo.
Finalmente, el autor desea dedicar este trabajo de ingreso a la Academia
de Ingeniería a Ximena y Liam Rangel, las personas a quién más admiro
y de quien más he aprendido en la vida.
72
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
CURRÍCULUM VITAE
Dr. Edgar René Rangel Germán
Estudios Profesionales
en
Ingeniería
Petrolera,
Septiembre 1996 Licenciatura
Universidad Nacional Autónoma de México,
México
Único alumno en la historia de la carrera con
promedio de 10/10
Mención Honorífica y Medalla Gabino Barreda
Asesor: Prof. Fernando Samaniego Verduzco
(Premio Nacional de Ciencias y Artes, 2006)
Junio 1998
Maestría (M.Sc.) en Ingeniería Petrolera,
Stanford University, Estados Unidos
Asesores: Prof. L. Castanier y Prof. W. Brigham
Noviembre 2002
Doctorado (Ph.D.) en Ingeniería Petrolera,
Stanford University, Estados Unidos
Asesor: Prof. Anthony Kovscek (actual Jefe del
Departamento)
Ph.D. Minor en Ciencias Geológicas y Ambientales,
Stanford University
Distinciones
1992 – 1996
Becas de CONACYT, SEDESOL, AIPM-PEMEX.
1991 – 1996
Miembro del Programa de Alto Rendimiento de la
Facultad de Ingeniería, UNAM (1er lugar).
Premios por mejor promedio (10.0/10.0), Facultad
de Ingeniería de la UNAM.
Premio al mejor estudiante de Ingeniería de la UNAM.
1992 – 1996
1997
1998
1996 – 1998
1998 – 2002
Medalla Gabino Barreda, al mejor estudiante de
Ingeniería Petrolera de la Generación 1992.
Beca de CONACYT para realizar estudios de Maestría
en Stanford University.
Beca de CONACYT para realizar estudios de
Doctorado en Stanford University.
73
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
2002 – 2003
2003
2006
2006
2007
2009 – presente
Agosto 2011
2010 – 2014
2013
2013
2014
Subvención de Stanford University para realizar
investigación posdoctoral.
Segundo Lugar. Concurso de Artículos Técnicos,
División Doctoral, Society of Petroleum Engineers
(SPE), Western Region.
Seleccionado en el Who’sWho in Science and
Engineering (9th Edition) 2006-2007.
Único estudiante en la historia de la carrera de
Ingeniería Petrolera (80 años) de la UNAM en
graduarse con promedio de 10.0/10.0 y mención
honorífica.
Nombramiento de Servicio Profesional de Carrera
como Director General Adjunto de Proyectos de
Inversión “B”, de la Secretaría de Hacienda y Crédito
Público.
Keynote o invited speaker en foros internacionales,
incluyendo: Institute of the Americas, The Watson
Institute for International Studies en Brown
University, la Organización Latinoamericana de
Energía (OLADE), British Chamber of Commerce,
American Chamber of Commerce, Platts Mexican
Energy, Latin Oil and Gas, Heavy Oil Latin America
(HOLA).
Nombrado por el presidente de México Lic. Felipe
Calderón Hinojosa como Comisionado en la Comisión
Nacional de Hidrocarburos, por un período de cuatro
años.
Reconocimiento por méritos técnicos y contribución
a las diversas actividades de la Asociación de
Ingenieros Petroleros de México, A. C.
Seleccionado como uno de los 100 líderes del sector
energía por la revista Petróleo & Energía.
Seleccionado por el Grupo CNN-Expansión como una
de las “30 Promesas en los 30s”, publicado en la
revista Expansión, Edición 1112, marzo 29, 2013.
Nombrado por el presidente de México Lic. Enrique
Peña Nieto como Comisionado de la Comisión
Nacional de Hidrocarburos, para un segundo período.
Reconocimiento al Logro Energético por su
“Trayectoria Profesional” por la revista Petróleo &
Energía.
74
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Experiencia profesional
Enero – Octubre
2003
Stanford University, Stanford, CA
Investigador Asociado
Evaluación técnica y económica sobre procesos
de consolidación de arenas en yacimientos de
aceite utilizando procesos a altas presiones y
temperaturas.
Enero – Marzo
2004
Universidad Nacional Autónoma de México
(UNAM), México D. F., México
Consultor
Coordinador de proyecto para la determinación
de zonas de afectación como consecuencia de
una explosión e incendio en instalaciones de gas
natural de PEMEX.
Marzo 2004 –
Febrero 2005
PEMEX Exploración y Producción, México D. F.,
México
Especialista Técnico “A”
Evaluación técnica y económica de proyectos de
explotación.
Aplicación
de
metodología
probabilista para la evaluación de los proyectos
de explotación de hidrocarburos para la
integración de la Cartera de proyectos de
inversión de PEP.
Certificación de Reservas de México. Auditor
interno de reservas, gestión de certificación
ante firmas internacionales para su
presentación ante los Consejos de
Administración de PEMEX y ante la Securities
and Exchange Commission (SEC).
Secretaría de Energía, México D. F., México
Coordinador de Asesores del Subsecretario de
Hidrocarburos
Responsable de integrar y asesorar los
proyectos de reforma energética en materia de
hidrocarburos
entre
los
que
destacan:
Autonomía de gestión de Pemex, Alianzas
estratégicas para la explotación de yacimientos
en
aguas
profundas,
Yacimientos
Marzo 2005 –
Enero 2007
75
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
transfronterizos, Explotación de gas natural no
asociado al petróleo crudo, Apertura a la
inversión privada en refinación y petroquímica,
Fortalecimiento de la Comisión Reguladora de
Energía y creación de lo que eventualmente
sería la Comisión Nacional de Hidrocarburos,
entre otras.
Responsable del tema del régimen fiscal de
Pemex, eventualmente aprobado por el
Congreso de la Unión en el año 2005.
Coordinación de iniciativas internacionales en
materia de integración energética: Programa de
Integración Energética Mesoamericana; Alianza
para la Seguridad y Prosperidad de América del
Norte (ASPAN); Alianza México-Canadá; y
diversos asuntos de carácter bilateral.
Presidente Suplente del Comité Consultivo
Nacional de Normalización en Materia de
Hidrocarburos. Durante esta gestión destacan
la aprobación y publicación de Normas Oficiales
Mexicanas en temas como: especificaciones de
los combustibles fósiles para la protección
ambiental (NOM-086 para definir el contenido
de azufre en la gasolina y diesel), y otras en
temas de exploración petrolera, gas natural y
gas LP.
Marzo 2007 –
Abril 2009
Secretaría de Hacienda y Crédito Público,
México D. F., México
Director General Adjunto de Proyectos de
Inversión B, Unidad de Inversiones
Responsable de la sanción y registro de todos
los programas y proyectos de inversión de los
Sectores Hidrocarburos, Electricidad, Medio
Ambiente y Agua, entre otros, equivalentes a
más del 80% de la inversión pública federal,
para su integración en el Tomo VII del
Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF).
Secretario del Comité Técnico de Coordinación
de la Inversión Pública Federal de la Comisión
Intersecretarial de
Gasto
Financiamiento
(CIGF).
Representante del Titular de la Unidad de
Inversiones, del Subsecretario de Egresos y del
76
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Secretario de Hacienda ante diversos Comités,
Consejos, Órganos de Gobierno y Fideicomisos
del Gobierno Federal como el Subcomité del
Fondo Nacional de Infraestructura (FONADIN),
Comité Técnico Delegado de la Junta de
Gobierno de CFE, Fideicomiso 1928 “Valle de
México”,
Fideicomiso
1490,
Comité
de
Normalización de Gas Natural y Gas LP en
ductos, entre otros.
Definición de lineamientos y guías para la
elaboración y presentación de Análisis Costo y
Beneficio de la Administración Pública Federal,
publicado en el DOF.
Coordinación
de
los
trabajos
para
la
modificación de las metodologías de evaluación
de proyectos de generación, transmisión y
distribución del Sector Electricidad.
Representante de la Unidad de Inversiones
durante la Reforma Energética 2008.
Mayo 2009 –
Presente
Comisión Nacional de Hidrocarburos, México
D. F., México
Comisionado
Comisionado Ponente en el tema de
reservas de hidrocarburos: Encabezar los
trabajos relacionados con la evaluación,
cuantificación y verificación de las reservas de
petróleo del país; elaborar los Lineamientos que
rigen estos trabajos, previo a su publicación por
la Secretaría de Energía; coordinar la edición del
primer libro de reservas de la Comisión. Lograr,
por primera vez, que las reservas de la nación
concordaran con las mejores certificadoras
internacionales con una diferencia menor al
10%.
Comisionado Ponente para el dictamen de
proyectos de exploración y explotación:
Encabezar el proceso para dictaminar los
proyectos de Pemex, previo a las asignaciones
que otorga la Secretaría de Energía; se han
dictaminado 48 proyectos, con un costo de
inversión superior a tres billones de pesos.
77
Especialidad: Ingeniería Petrolera
IOR-EOR
Reorientar proyectos petroleros, logrando su
viabilidad y mejorando su rentabilidad.
Comisionado Ponente para temas selectos
de política energética: Elaborar análisis
técnico-económicos,
evaluaciones,
recomendaciones y replanteamiento a casos
específicos de la industria nacional, entre los
que destacan los relacionados con Chicontepec,
Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, el gas natural y la
Gasificación de México.
Comisionado Ponente para el tema de
Recuperación
Avanzada
y
Mejorada:
Encabezar los esfuerzos para la evaluación del
potencial de recuperación mejorada de petróleo
en México, desarrollando una metodología de
análisis; derivado de este esfuerzo se encontró
que podrían duplicarse las reservas del país; así
como coordinar la edición del primer libro de
Recuperación Avanzada y Mejorada de México.
Representante de la CNH en grupos
internacionales
de
política
de
hidrocarburos: Coordinar la participación de la
CNH en la Alianza de Energía y Clima de las
Américas (ECPA), participando de manera
permanente en el Grupo sobre Petróleo Pesado;
representar a la CNH en la Alianza MéxicoCanadá y participar en diversos asuntos de
carácter bilateral; así como representar a la
CNH
ante
el
Enhanced
Oil
Recovery
Subcommittee del International Upstream
Forum (IUF).
78
Especialidad: Ingeniería Petrolera