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INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO
Recuperación adicional
de hidrocarburos
Dr. Andrés E. Moctezuma B.
Marzo 2015
1
Contenido
• Reducción de la saturación residual de aceite en un
medio poroso
• Algunos proyectos e infraestructura IMP enfocada a
recuperación adicional
• Aplicaciones recientes: productos químicos IMP
2
Mecanismos que definen la reducción de saturación
residual de aceite en un medio poroso “SIN FRACTURAS”
ROCA
Fuerzas
• Viscosas
• Gravitationales
• Capilares
Presión, %Pi
Mecanismos
Poros
Presión
Densidad
IFT, Moj.
1- Rock and fluids expansion drive
2- Disolution gas drive
3- Gas displacement drive
4- Water displacement drive
5- Gravitational segregation drive
Sor
“Saturación Residual”
PRIMARIA
Evol =
Recuperación, %
5 – 20 %
recuperación
Em . EA .Ev
MICRO
“Lab” MACRO “pozo”
3
Reducción de la saturación residual de aceite en un medio
poroso “SIN FRACTURAS”
“Saturación Residual”
PROCESOS EOR
Región de Iny Agua
Sr nw
v
N Ca 
 cos 
Carbonato
0.3
Voi
Arenisca
producido
Empacamiento
0.2
remanente
?
0.1
residual
0
10-7
10-6
10-5
10-4
10-3
10-2
NCa
4
IMP Cronología Proyectos Rec Adicional
Fondo SCHcs
Fondo IMP para investigación
CT
Proyectos Pemex
CIIS
Progs.Investigación
YNF
MEOR, Chic, AP5P, RN
PT
Combustion, KMZ,Chic
VAPOR, Moloacan
AGUA, Sn Andrés, Ogarrio
ANUARIO Estadístico
Sulfonatos+Agua
QUIMICOS (SP), ESPUMAS, KMZ,Cantarell,JT
Geles
POLIMEROS
PT(3)
POLIMEROS, KMZ, Cantarell, JT
N2 ,, Comoapa
N2 Cantarell, AJB, JT,KMZ
Mezclas N2 + CO2 KMZ
Miscibilidad
Fuentes CO2
CO2 ,Artesa, Cantarell, KMZ, Chicontepec
Miscibilidad
LAB, CO2 , N2, YNF
LAB, CO2
LAB, CIS,
SIMULACION CO2, Artesa,
YNF
SIMULADOR YNF, CI-S
SIMULADOR WAG,Quimicos
Emulsión HF,APCP
PT
FACTIBILIDAD EOR
FACTIBILIDAD CO2
FACTIBILIDAD EOR
Hidroproceso IS,Aguacate
N2 Cantarell
70
80
90
2000
PT
BIOSurfactantes, RN
2005
2010
5
Producción, reservas y reclasificación
Producción y Reservas
Región Marina
Noreste
Reservas (*)
Región
Prod.
Acum.
1P
2P
3P
%3P
Marina Noreste
Marina Suroeste
Norte
Sur
Total
20.1
8.1
9.6
17.2
55.0
6.2
2.2
1.7
3.9
13.9
9.4
4.3
7.8
4.8
26.2
12.5
7.3
19.0
5.7
44.5
28.1
16.4
42.7
12.8
Región Norte
Región Sur
Región Marina Suroeste
Las Regiones Marinas y la Sur son las áreas
características con producción que proviene
de formaciones carbonatadas fracturadas.
De 2P a 1P
Mediante prueba de campo
para Rec. ADICIONAL
(*) mmmpce. Datos PEMEX, al 1 de Enero 2013.
90%
Alrededor del
de la producción
proviene de
yacimientos
fracturados.
6
Sistemas fracturados
YNF => “Doble Sistema”: el de alta conectividad y el de
baja conductividad
Pozo
Lámina
Afloramiento
1m
10-3m
10-2m
10m
Núcleos
Villaseñor, IMP.
Flujo de fluidos:
Principalmente en “alta” conectividad
Productividad
Sor:
Principalmente en “baja” conductividad
R. Adicional
7
Distribución de sistemas responsables de saturación
remanente y residual de aceite
CONCENTRADO DE
RESULTADOS
MUESTRAS
para recuperación
adicional
Muestra 1B
Muestra 2B
Muestra 1K
6.1 (48.78ml)
7.2 (85.2ml)
25 (618ml)
%Vp (drene)
44
64
78
%Vp (capilar)
56
36
22
Swi min (%vp)
33
27
5
23 (11.22ml)
9 (7.6ml)
17 (105.1ml)
Porosidad % (ml)
%Vp EOR (capilar)
Ref. Informes técnicos, Proyectos IMP F.30800, D.00375.
8
Estudios de recuperación adicional
70
500
Expansión de aceite
450
60
400
50
350
Inyección de agua a
presión constante
300
40
250
30
200
150
20
100
10
Inyección de agua con
depresionamiento
Inyección de gas a presión
constante
Químico
50
0
0
0
Yacimientos
altamente
heterogéneos
(Fracturas y
vúgulos)
ROCA
Experimentos
ROCA-FLUIDOS
que toman en
cuenta los
mecanismos en
roca y fluidos
Estudios de
caracterización y
comportamiento de
fase (gas-aceite) y
compatibilidad de
FLUIDOS
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Producción acumulada de
agua (ml)
Tiempo (horas)
Experimentos de
inyección y
desplazamiento
RECUPERACIÓN
SIMULACIÓN
numérica con
software
desarrollado y
comercial
Proceso de análisis
9
Infrastructura de laboratorio HP/HT
Gases (CO2, N2), Bacterias, Emulsiones
10,000 psi, 250 F, fluídos de yacimiento
SCAL- caracterización de muestras y
fluidos
•Difusión efectiva @cy
•MMP (slim tube)
•Distribución de f, S y C @cy
•IFT @cy
• Cromatografía de Gas
• Mojabilidad @cy (“Amott” , ángulo)
• Factor de Recuperación @cy
SCAL- Experimentos (conv, YNF)
• Doble desplazamiento
• Distribución de saturación
• Distribución de Porosidad
• Conectividad y distribution dinámica de
porosidad (drene,capilar)
• Saturación residual por:
• surfactantes
• polímeros
• gases (CO2 , N2, Hcs)
• espumas
• bacterias
(*) Cántarell, KMZ, APCP, Chicontepec
10
Infraestructura para experimentación con Espumas
SCAL- Equipos
• Reómetro Capilar para alta presión y
temperatura
• Reómetro de placas paralelas
• Tensiómetro
• Ángulo de contacto
• Medidores de espuma para HP/HT
• Medidor de potencial Z (líquidos y sólidos)
SCAL- Experimentos
• Evaluación de surfactantes
• reología de espumas
• resistividad de espumas
SCAL- Diseño molecular
• Simulación molecular
• Síntesis de moléculas
Series de productos IMP:
•IMP-ESAT-1000, 2000, 3000
•IMP-AMESUS-1100,3000,3100
(*) Cantarell, Chicontepec, Jujo Teco
11
Proyectos de servicios en la última década para recuperación
adicional
Inyección de gases
(N2, CO2 y Gas natural)
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Cantarell 2001-2006
Samaria 2003
J. Bermúdez 2005
ATG 2008
KMZ 2007-2008, 2009-2010
Pol-Chuc 2009
Ixtal 2010
Costero 2011
Caan 2011
Abkatún 2011
Inyección de
Químicos
(Espumas, geles,
modificadores de la
mojabilidad)
•
•
•
•
•
•
•
Tipos de estudios:
• Preselección de procesos
• Simulación numérica
• Estudios de laboratorio
• Diseño de químicos ad hoc
• Diseño y evaluación de pruebas tecnológicas
Térmicos
(Combustión in situ)
•
Cinco Presidentes 20082009
Cantarell 2008
Pol 2010
Ixtal 2011
Caan 2011
Abkatún 2011
Pol 2011-2012
Chuc 2011-2012
• Caracterización de fluido
• Caracterización dinámica y estática de rocas
• Compatibilidad de fluidos
• Factor de recuperación a escala de núcleo:
•Inyección de gases
•Inyección de químicos
•Inyección de agua
•Inyección de bacterias
•Inyección de aire (combustión in situ)
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IMP-AMESUS es un agente químico para generar espumas estables, que
garantizan la reducción de flujo de gas o agua a través del control de
movilidad
Reto tecnológico:
Las espumas deben tolerar alta
salinidad y dureza, y ser estables a
altas temperaturas.
Gas
Pozo en una zona
fracturada.
La canalización del gas se
debe a la alta conectividad
hacia el pozo por la red de
fracturas.
Espuma
Aceite
Fuente: Equipo Regional de Confiabilidad de Ductos e Instalaciones PEP Región Sur - 2014
13
Adicionalmente el IMP-AMESUS incrementa el factor de recuperación
al modificar la mojabilidad y controlar la precipitación de sales
El IMP cuenta con
químicos para operar a
condiciones
de
alta
temperatura,
alta
salinidad y alta dureza,
inhibiendo la precipitación
de sales minerales
Capacidad espumante en
sistema de alta salinidad.
ESPUMA
Salmuera de alta
salinidad
Cambio de mojabilidad en roca
carbonatada
Roca carbonatada saturada
con aceite
Control de incrustaciones
minerales
Compatibilidad de
aguas: No se
forman
incrustaciones
14
El IMP-AMESUS-1100 fue evaluado en una prueba tecnológica para
validar el cambio de mojabilidad y su capacidad antincrustante
15
El IMP-AMESUS-1100 incrementó la producción de aceite y redujo la
producción de gas en el pozo Jujo 642A
Control de
canalización
de gas
Incremento
de la
producción
de aceite
*Datos de Producción proporcionados por PEP
16
La siguiente fase del desarrollo tecnológico del IMP AMESUS 1100 se orienta
a la prueba tecnológica de recuperación adicional entre pozos
Nuevas
líneas
investigación
de
Remover el asfalteno
depositado en la roca
también
permite
mejorar las condiciones
de flujo entre el bloque
(zona
de
baja
conductividad) hacia las
fracturas (zonas de alta
conductividad)
incrementando el factor
de recuperación.
Aceite
Aceite
Emulsión
Emulsión
Antes de espuma
Después de espuma
Cambios en la composición pozo Jujo 642A
Diseño y evaluación de
nuevos
agentes
químicos para ultra alta
temperatura, con lo cual
se pueden desarrollar
procesos
híbridos
químico-térmicos.
17
Retos en EOR para los Yacimientos Naturalmente Fracturados
• Canalización de los fluidos de inyección, del acuífero y/o del
casquete de gas.
• Baja eficiencia de barrido.
• Mojabilidad intermedia o al aceite.
• Alta saturación de aceite remanente en los bloques.
• Altas temperaturas y salinidades.
• Los mecanismos de recuperación involucrados en yacimientos
fracturados son diferentes a los que no lo son.
18
Reestructuración del IMP y cambio al decreto

Se han establecido 3 direcciones enfocadas al
proceso de investigación y aplicación de los
desarrollos tecnológicos:
• Dirección de Investigación en
Exploración y Producción
• Dirección de Investigación en
Transformación de Hidrocarburos
• Dirección de Tecnología de Producto

En Octubre/2014 se emitió el cambio al
decreto que constituye al IMP.
19
®
Gracias por la atención
20
Histórico de procesos de recuperación adicional
Aceite ADICIONAL por procesos de recuperación
National History of Production
Secundaria+mejorada
Secundaria
12000
Qo primary
Qo Total
Np primary
Np Total
1000
10000
800
8000
N2
CO2
600
400
200
4000
2000
PR
0
Ene-30
6000
Np (mmb)
Qo (mbpd)
1200
Ene-50
N2 Cantarell
Ene-70
SECUNDARIA
AGUA-GAS
Ene-90
Ene-10
0
Ene-30
SECUNDARIA-MEJORADA
Sistemas con Fracturas???
Anuario estadístico de proyectos de recuperación, 2007
21
Análisis del número de Bond (drene gravitacional)
Bond number (ADIM)
h=40cm
h=10cm
1000
100
10
1
0.1
0.01
0.001
0.0001
0.0001
0.001
0.01
0.1
1
10
100
1000
r (cm)
Poros
Fracturas?
Vúgulos?
Luna et al, SPE Workshop in NFR, 2010
Poros + vúgulos
22
Mecanismos para reducción de la saturación residual de
aceite en un medio poroso SIN “FRACTURAS”
Procesos para recuperación ADICIONAL
•Mantenimiento de presión
•Barrido de aceite
Inyección de Gas
Inyección de Agua
Energía Adicional
(EOR o terciaria)
Térmicos
Gases
- Combustion
insitu
- CO2
misc. Inmisc.
- N2
misc. Inmisc.
- Aire
-Agua
Caliente
- Vapor
Químicos
- Polimero
- Alkali
-Surfactante
-Espumas
Bacterias
-Biomasa
-Bioproductos
Cambian propiedades
(Recuperación Secundaria)
Sin
cambio
IFP, Introduction to EOR, 2003
20-45%
Por
recuperación
ADICIONAL
50-65%
Por
Recuperación
ADICIONAL
Medio poroso sin “fracturas”
OK
Medios Fracturados
????
23
Térmicos (CIS baja y alta presión, sistema con fractura)
SCAL- Experimentos
·Roca caliza # 50
·Aceite de linaza
13.65
PRIMERA SECCIÓN
T1
T2
·Núcleo de Berea
·Cárdenas 142-II
·Agua
9.40
SEGUNDA SECCIÓN
T3
T4
T5
T6
T7
T8
TERCERA SECCIÓN
·Cárdenas 142-II
·Caliza # 50
·Agua
T9
T10
34.70
• Cinética de combustión
(inyección de aire)
• Convensional (empacamiento)
• YNF (fractura anular, roca)
T11
T12
T4
(*) Cárdenas, Chicontepec
24