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IOR-EOR; Una oportunidad histórica para México

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Information about IOR-EOR; Una oportunidad histórica para México

Published on June 8, 2016

Author: AcademiaDeIngenieriaMx

Source: slideshare.net

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1. EVO Io9 M EXICO IOR-EOR; Una oportunidad histórica para México ESPECIALIDAD: Ingeniería Petrolera Edgar René Rangel Germán Doctor en Ingeniería Petrolera 26 de Febrero de 2015 México, Distrito Federal

2. 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

3. IOR-EOR 1. RESUMEN EJECUTIVO En la industria del petróleo, se considera que en términos generales 30 al 35% del petróleo original en sitio será recuperable al final del período de producción (convencional); sin embargo, los avances en tecnología, como la recuperación mejorada de petróleo (EOR) hacen posible acceder a reservas adicionales muy importantes (NPC, 2007). A pesar de los vastos recursos de hidrocarburos que México posee (aprox. 265,000 mmbpce' de volumen remanente), la producción continúa declinando, al igual que las reservas. Existen diversas actividades para incrementar reservas que pueden, en su momento, contribuir a la plataforma de producción: (i) incorporación de volúmenes nuevos a través de la exploración, (u) delimitación de campos, (iii) desarrollo de campos, (iv) revisiones como resultado de la adquisición y el análisis de nueva información. El desarrollo de campos ha evolucionado gracias al perfeccionamiento de técnicas que permiten obtener recuperación adicional de hidrocarburos en yacimientos conocidos. A este conjunto de técnicas se les conoce como recuperación avanzada y recuperación mejorada o IOR-EOR, por sus siglas en inglés (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 Información al 1 de enero de 2014. 3 Especialidad: Ingeniería Petrolera

4. 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 desarrollo 2 . Los esfuerzos realizados en estos temas en México no han sido proporcionales al potencial disponible. El documento presente enfatiza los beneficios que se obtendrían si un grupo razonable de campos se desarrollaran a través de un programa agresivo de estos métodos y técnicas. Una de las premisas fundamentales del presente trabajo es: "abandonar el pensamiento tradicional sobre la aplicación de estas técnicas cronológicamente (recuperación primaria, recuperación secundaria, recuperación terciaria y recuperación cuaternaria), y proponer la inclusión del IOR-EOR desde el inicio del desarrollo de los campos petroleros, cuando sus sistemas roca-fluido así lo sugieran". Se presenta un análisis de los volúmenes accesibles a través del IOR-EOR vs otras alternativas como la exploración en aguas profundas y los recursos no convencionales. Se concluye que los órdenes de magnitud son diferentes y los riesgos geológicos y operativos son diferentes, favoreciendo, aparentemente, los proyectos de IOR-EOR. Con base en fundamentos teóricos, se desarrolla una metodología para la identificación de las mejores oportunidades, priorizadas de acuerdo a su potencial y los resultados numéricos para los campos de México. Se hace una descripción particular para algunos casos mexicanos. También se mencionan los retos para su implementación así como algunas recomendaciones para su desarrollo a través de los diversos capítulos. Palabras clave: Reservas, Tasa de Restitución de Reservas (TRR), Recuperación Avanzada (IOR), Recuperación Mejorada (EOR), Factor de Recuperación (FR), Aceite Remanente, Aceite Residual, Aceite no Barrido, Aceite Incremental Recuperado (AIR), Campo Maduro, Campo Café (Brown field), Campo Marginal, Recuperación Incremental, Eficiencias de Desplazamiento, Minería de Datos, Jerarquización Bayesiana, Recuperación mejorada con químicos, Sudación Inteligente. 2 Yergin, 2011. 4 Especialidad: Ingeniería Petrolera

5. 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, (u) delimitación de campos, (iii) desarrollo de campos, (iv) revisiones como resultado de la adquisición y el análisis de nueva información. Histórico de producción de Aceite 3.5 3.0 2.5 2.0 iifflfflfflfflfflfflMflfflfflfflu1.5 1.0 0.5 0.0 COOOOOOOOO -4.-4,-1 OQ5C4COCCOOOOCOCOOOOO 44-4 4 1-1 rJ r' NJ r' r-.J N N NI NI NI NI NI NI NI Figura 2.1 Histórico de producción de aceite 3 . Comisión Nacional de Hidrocarburos, 2015. 5 Especialidad: Ingeniería Petrolera

6. IOR-EOR Histórico de reservas probadas de Aceite 60 50 40 • 30 20 10 OOQO©OO©CO ---i.-4 Oaaoc000000000000000 r'J N rJ N N r-J r'J rJ rJ r'J N r'J r'4 c'J r-J Figura 2.2 Histórico de reservas probadas de aceite 3 . Similarmente, la Tasa de Restitución de Reservas (TRR) no ha visto sus mejores años. La TRR es el volumen restituido de reservas en cada una de las categorías en comparación con la producción total del año anterior, derivada de la actividad de incorporación exploratoria, delimitación de campos, desarrollo de campos y revisiones entre el volumen producido en el mismo periodo. Como se observa en la Figura 2.3, los valores actuales de la tasa de restitución integral de reservas son los más bajos en los años recientes. Tasa restitución integral Petróleo Crudo Equivalente a nivel nacional 200% -150/o 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 1P 23% 26% 41% 50% 72% 77% 86% 101°/o 104% 67.8% .2P 12% 23% 8% 43% 29% 57% 142% -95% 101% -1.9% 3P 30% 69% 36% 44% 37% 65% 98% 158% 151% -77.9% Figura 2.3. Histórico de tasa de restitución de reservas a nivel nacional 3 . 6 Especialidad: Ingeniería Petrolera

7. 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 remediacián. El capítulo 3 es dedicado precisamente a describir las definiciones con mayor consenso y conceptos teóricos de tal forma que el documento primeramente sea auto contenido y, por otro lado, facilite el seguimiento del resto de los capítulos y las propuestas aquí incluidas. Se presentan los enfoques y escalas tanto para la Recuperación Avanzada (IOR) como para la Recuperación Mejorada (EOR), estableciendo con claridad las diferencias entre éstas. En el capítulo 4 se presenta un análisis comparativo entre los volúmenes accesibles a través del IOR-EOR con respecto a otras alternativas de gran potencial como la exploración costa afuera (con énfasis en aguas profundas) y la explotación de recursos no convencionales como lutitas, esquistos o pizarras aceitíferas o gasíferas conocidos como shale oil y shale gas, respectivamente. Se incluye un análisis histórico de la incorporación de reservas gracias a los esfuerzos exploratorios en los Estados Unidos y en México, así como ejemplos internacionales de la aplicación exitosa del IOR-EOR en el mundo, en donde se han incorporado reservas (materializadas en producción), alcanzado volúmenes que hubiese sido imposible obtener a través de técnicas tradicionales. 7 Especialidad Ingeniería Petrolera

8. 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 IOR- EOR, así como priorizarlos con el objetivo de obtener una cartera de proyectos de recuperación avanzada y mejorada. En el capítulo 7 se discuten los campos que, en la opinión del autor, cuentan con el mayor potencial para el IOR-EOR como son Akal, Ku, Zaap y Maloob, los que componen el proyecto Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec), así como los de aceite extra-pesado como Kayab, Pit, Ayatsil, Cacaliao, Pánuco y Samaria Neógeno. En el capítulo 8 se describen los retos identificados que probablemente cualquier institución enfrentará en la aplicación exitosa de los métodos de IOR-EOR. En el capítulo 9 se describen brevemente los requerimientos para su implementación. Se enlistan las condiciones que propician la práctica de los métodos de IOR-EOR. En el capítulo 10 se presentan las conclusiones en dónde se enfatiza la importancia de la aplicación de métodos de IOR-EOR y los resultados más sobresalientes del trabajo desarrollados en cada uno de los capítulos. 8 Especialidad: Ingeniería Petrolera

9. 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: 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

10. 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= NpÑ Figura 3.2. Elementos del factor de recuperación (FR), volumen original en sitio (N) y volumen recuperado en una cierta etapa (Np). El volumen de aceite residente en el yacimiento después de cada una de estas etapas se conoce como aceite remanente como se muestra en la Figura 3.3. El volumen total de aceite remanente es el resultado de dos fenómenos: (i) el aceite residual (Figura 3.3.a) en los cuerpos y gargantas de los poros de la roca, resultante de la suma o competencia de las fuerzas capilares, gravitacionales y viscosas, y ( u) el aceite no barrido (Figura 3.3.b), resultante de volúmenes que no fueron o fueron parcialmente desplazados por los fluidos inyectados debido a la heterogeneidad de la roca en cualquiera de las etapas a partir de la recuperación secundaria. lo Especialidad: Ingeniería Petrolera

11. IOR-EOR Aceite Remanente ACEITE RESIDUAL ACEITE NO BARRIDO Aceite residual en los poros más pequeños Agua que desplazó e aceite de los poros más gran des Canales preferenciales de flu jo 4 Zonas no barridas debido Agua adherida a la a la heterogeneidad del superficie de los granos medio Figura 3.3. El aceite remanente en un medio poroso se puede diferenciar en (a) Aceite residual y (b) Aceite no barrido. 3.2 Definiciones de EOR e IOR La Recuperación Mejorada o Enhanced Oil Recovery (EOR, por sus siglas en inglés se define como el conjunto de métodos que emplean fuentes externas de energía y/o materiales para recuperar el aceite que no puede ser producido por medios convencionales (recuperación primaria y secundaria). Internacionalmente se ha aceptado que se dividan en cuatro grandes grupos: métodos térmicos, métodos químicos, métodos de inyección miscible de gases y otros (como microbiana, eléctricos, otros). --_ ( Primaria 1)l_Convencional_J - - [Pluto NaturaJ ( Seundalial [teatamier] r Inyección 1 (Mantenimieni1 de Agua J -* T(Irv, l.__de Prenión__J [Ru:racon J SLl Es:uIaci:o ifl-s,tLi Colecte co. Goces SoL frs t t 111 JDosplozacoento (en Pepumos Figura 3.4. Métodos de EOR. 4 Lake et al., 1992. 11 Especialidad: Ingeniería Petrolera

12. IOR-EOR Por otro lado la Recuperación Avanzada o Improved Oil Recovery (bR, por sus siglas en inglés fue un concepto definido posteriormente al de EOR. En algunos países, IOR y EOR se utilizan como sinónimos; en otros, el EOR es un subconjunto del IOR. El IOR en sentido estricto también abarca un amplio rango de actividades como implementación de técnicas mejoradas de caracterización de yacimientos, administración de yacimientos, y perforación de pozos de relleno. EOR MISCIBLE 1 NM 1 SCIB LE GASES AIRE (I5LI1I(N PRESIÓN* COMBUSTIÓN 1 HIJMEÍ'.4 AGUA CALIENTE GAS HIDROCARBURO WAG VAPOR DRP/E) HÇ I(02RE5I0N* ESpIJMA 1 - - SURFACTANTE PO LI FI ERO .1 d• F QUIMICO OrROS (MEOIk CALENTAMIENTO ELÉCFCC) - POZOS NO-CONVENCIONALES POZOS APOYADOS CON INTELIGENCIA ARTIFICIAL SISMICÁ 3D T 4D CAft4CTERIZACION AVANZADA 4DM IN ISTRACION AVANZADA DE YAO MI ENTOS UTILIZACIÓN DE TECNOLOG1A DE PUNTA OTROS Figura 3.5. Métodos de 10R5 . 3.3 Aceite incremental recuperado (AIR) por EOR. Para evaluar el éxito del EOR se debe calcular el volumen incremental efectivamente recuperado por estos métodos y técnicas. Existen cuatro casos posibles y para su análisis se utilizan gráficos de gasto de producción vs recuperación incremental. Lake 6 describe la explicación a detalle; en todos los casos el aceite incremental recuperado (AIR) es Comisión Nacional de Hidrocarburos, 2012. Lake, 2014 12 EspeciaIidd: Ingeniería Petrolera

13. 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 producción 6. La Figura 3.6 presenta el caso en que la recuperación mejorada no aceleró la producción debido a que las tasas de declinación son iguales en ambos periodos; sin embargo, el EOR incrementó el volumen de aceite móvil, el cual a su vez, permite un incremento en recuperación adicional de aceite, lo cual también causó un aumento en la recuperación de aceite. En este caso, el aceite incremental recuperable (AIR) y el aceite móvil son iguales. Estos casos idealizados son comportamientos típicos de procesos térmicos, uso de surfactante/polímero (SP) y de solventes. LE[; R Comienzo 1 Volumen del Proyecto incremental de aceite móvil Figura 3.6. Incremento en la recuperación sin acelerar la producción. 3.3.2 Misma recuperación acelerando la producción 6. La Figura 3.7 muestra un caso extremo en donde la producción es acelerada (las declinación antes y después del EOR son diferentes), pero el aceite recuperable es idéntico, y con un aceite incremental recuperado (AIR) positivo. Es de esperarse que procesos de EOR que se comporten de esta manera produzcan menos aceite que en los que se incrementa el volumen de aceite móvil, pero pueden seguir siendo rentables, especialmente si el agente utilizado para obtener estos resultados no es caro. Estos comportamientos idealizados son típicos de procesos de inyección de polímeros y polímeros en gel, los cuales no afectan la saturación residual de aceite, sino que desplazan el aceite no contactado, permitiendo su producción. 13 Especialidad: Ingeniería Petrolera

14. IOR-EOR LELT AIRÍT Comienzo del Proyecto Figura 3.7. Misma recuperación acelerando la producción. 3.3.3 Menor recuperación acelerando la producción 6. La Figura 3.8 muestra un caso desfavorable en el cual la aplicación del EOR reduce el volumen de aceite móvil. En la práctica nadie buscaría deliberadamente reducir el aceite adicional recuperable, pero el proyecto podría ser rentable si, como en el caso mostrado en la Figura 3.8, la producción acelerada compensa la pérdida de aceite móvil de tal forma que el aceite incremental recuperable es positivo. Un comportamiento como éste presenta un candidato para futuras aplicaciones de EOR. C/ AIR LE .... .......,, Np Comienzo del Proyecto Figura 3.8. Menor recuperación acelerando la producción. 3.3.4 Mayor recuperación reduciendo la producción 6. La Figura 3.9 muestra otro caso común. Aquí el proceso de EOR incrementa el volumen de aceite móvil, pero también reduce la tasa de declinación. Comportamientos de este tipo son comunes en procesos de inyección de solventes. 14 Especialidad: Ingeniería Petrolera

15. IOR-EOR q AIR LE N Comienzo del Proyecto Figura 3.9. Mayor recuperación reduciendo la producción. 3.4 Campos Maduros y Campos Marginales. En nuestro país más del 80% de la producción de petróleo proviene de campos maduros; y en el mundo, el 70% de los hidrocarburos líquidos producidos provienen de campos que han estado en operación durante más de veinte años, es decir, campos con cierta antigüedad y la mayoría de ellos, probablemente maduros. Un campo maduro se define como aquél que ha producido un volumen considerable respecto a la reserva contenida en él: Np > X Rp; donde, Np es la producción acumulada, R2p es la reserva 2P original, y X es una fracción de la unidad. Típicamente se considera que X sea O.S. Adicionalmente, una definición consensuada por la Industria considera a un campo maduro aquél que alcanzó su pico de producción y ha comenzado su periodo de declinación. Algunos de los síntomas de envejecimiento de un campo son: la declinación de la presión, compactación del yacimiento, subsidencia, incremento en el flujo fraccional de agua, producción de arena, reducción en los gastos de producción, entre otros. Según el US Geological Survey, las reservas estimadas de los 186 campos principales de petróleo (definidos como aquéllos con reservas recuperables de más de 500 millones de barriles) aumentó un 26% en el período entre 1981 a 1996, equivalente a más de 160 mil millones de barriles de reservas adicionales. La extracción de petróleo en campos maduros conlleva grandes dificultades como el lidiar con el envejecimiento de las instalaciones y decidir sobre la asignación de inversiones para desarrollar reservas 15 Especialidad: Ingeniería Petrolera

16. JO R- EOR nuevas. Obviamente el aspecto económico es el que rige la explotación de estos campos. Un campo marginal se refiere a aquél que no puede producir el ingreso neto suficiente como justificar su desarrollo en un momento dado. Si las condiciones técnicas o económicas cambian, éste podría ser económicamente rentable. Por lo general se asocia con pequeñas acumulaciones de hidrocarburos que tienen un plateau de unos cuantos años. Los campos marginales tienen varios parámetros que afectan su rentabilidad, y por lo tanto su desarrollo como: problemas ambientales, estabilidad política, acceso a ellos, lejanía y, por supuesto, el precio y la de los gases y/o líquidos producidos. Por otro lado, los Campos Cafés o brownffelds son aquéllos en donde se han realizado actividades de desarrollo sin necesariamente obtener los factores de recuperación esperados, por razones técnicas, económicas o, en la mayoría de los casos, ambientales. En la industria del petróleo, se considera que en términos generales 30 al 35% del petróleo original en sitio será recuperable al final del período de producción (convencional); sin embargo, los avances en tecnología (principalmente estimulados por los precios del petróleo) harán posible acceder a reservas adicionales muy importantes. Así, los campos maduros y marginales son excelentes candidatos tradicionales para la aplicación de métodos y tecnologías utilizadas en la Recuperación Avanzada y Mejorada (IOR-EOR). El tema más importante es identificar cómo desarrollar estos campos. Para ello se requieren los siguientes pasos 7' 8 : Identificar cuánto volumen remanente existe y dónde se encuentra. Reconstruir la historia de producción de sus yacimientos. Identificar los métodos y las herramientas que se requerirán. Optimizar la producción: pozos de relleno, sistemas artificiales, pozos inyectores, buscando eficiencia de barrido. Decidir el tiempo óptimo para la aplicación de estos métodos para maximizar la recuperación final de hidrocarburos. Sheng, 2011. 'Babadagli, 2010. 16 Especialidad: Ingeniería Petrolera

17. IOR-EOR 3.5 Enfoque del IOR y del EOR. De acuerdo a las definiciones arriba descritas, queda claro que el enfoque del JOR y del EOR es distinto. Como puede verse en la Figura 3.10, el enfoque del IOR es sobre el desplazamiento de fluidos a escala macro, a nivel de yacimiento, es decir todas las acciones que permitan superar los retos relacionados con el aceite móvil como son: drene gravitacional, heterogeneidades, espaciamiento óptimo de pozos (pozos intermedios o de relleno), monitoreo del flujo fraccional de agua o gas, conformance, sísmica (mejor uso de la información o sísmica 4D, por ejemplo), surgencia, buscando extender la vida económica del campos; mientras que el enfoque del EOR ataca los retos relacionados con el aceite inmóvil como son: las eficiencias de desplazamiento microscópico y la expulsión de aceite de los poros, así como la inyección de fluidos que incrementen la eficiencia volumétrica de barrido; destacan la alteración de mojabilidad, reducción de tensión interfacial y variación de la viscosidad de los fluidos. Claramente, la eficiencia de barrido total es objeto tanto del EOR como del IOR; ambas con un objetivo claro: incrementar el factor de eficiencia de los campos. Enfoque del EOR > Enfoque del IOR 1 Ii RF= Eficiencia del x Eficiencia Volumétrica x Drene x Flujo fraccional de agua Desplazamiento de Barrido Microscópico 1 -' krrIrr(M,.,, + )+O r Iírr + rr(M +rr)+ur, WCUT IJ Habilidad del proceso 1 Grado en que el fluido Volumen de roca Restricciones físicas y de recuperación para j inyectado desplaza el contactado por los comerciales que desplazar aceite aceite de la roca a j pozos (separación le afectan la vida del desde los poros. través del pozo. i por sellamiento de campo (le límite de fallas etc) manejo cíe agua) Figura 3.10. Enfoque del 10k y del E0R9r 0 r 11 Izgec, 2012. ' °Zeinijahrom, 2011. " Rifaat, 2010. 17 Especialidad: Ingeniería Petrolera

18. 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, (u) delimitación de campos, (iii) desarrollo de campos, (iv) revisiones como resultado de la adquisición y el análisis de nueva información. Así, la tasa de restitución integral de reservas se define como la suma algebraica de las tasas de restitución por incorporación, por delimitación, por desarrollo y por revisiones, en donde el denominador de todas estas es la producción acumulada del año en análisis: TRintegrai Incorporación ± Delimitación ± Desarrollo ± Revisiones Producción loo En este capítulo se discuten los volúmenes potenciales que puedan contribuir a la restitución de reservas (y eventualmente a la plataforma de producción), accesibles a través de alternativas que incluyen grandes recursos prospectivos, como la exploración en aguas profundas y la explotación de recursos no convencionales como lutitas, esquistos o pizarras aceitíferas o gasíferas conocidos como shale oil y shale gas, para posteriormente compararlos con los volúmenes recuperables a través del IOR-EOR. El objetivo es enfatizar en el gran potencial con el que cuenta nuestro país para incrementar la producción y las reservas de hidrocarburos a través de métodos y técnicas de Recuperación Avanzada y Mejorada (IOR-EOR) aplicables durante las actividades (iii) y (iv) mencionadas arriba. Algunas consideraciones iniciales y muy importantes que debemos tener en cuenta 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

19. IOR-EOR 4.1 Incorporación de reservas a través de la Exploración Costa Afuera (énfasis en aguas profundas). México cuenta con recursos prospectivos muy interesantes en costa afuera. Se estima que el potencial es del orden de 43 mii millones de barriles de petróleo crudo equivalente (aproximadamente 15 mmmbpce en aguas someras y 28 mmmbpce en aguas profundas) 3 . Esto sin duda son excelentes noticias, y efectivamente la exploración en el Golfo de México tanto en aguas someras como profundas ha arrojado algunos descubrimientos dignos de mencionar. Sin embargo, excluyendo los campos super-gigantes de los proyectos Cantarell y KMZ, los volúmenes de los nuevos descubrimientos tienen un orden de magnitud menor a los volúmenes ya existentes y disponibles para IOR-EOR. Para realizar el comparativo se describe un análisis de la actividad exploratoria en costa afuera en los Estados Unidos. La Figura 4.1 presenta la distribución de los descubrimientos en la zona de exclusividad estadounidense en el Golfo de México 12 . El análisis incluye 1,292 descubrimientos comerciales que lograron incorporar reserva probada. Excluyendo los campos gigantes y supe-gigantes (anomalías estadísticas), esta distribución puede darnos una idea del orden de magnitud de los descubrimientos esperados en nuestro país en las siguientes décadas. E.E.U.U. 200 - o 157 151 153 151 156 o. E 150 1 u ioo 80 76 $Jo1 U E 50 fl 388 100 Z N Lfl O r'J O O Lfl 1f O C' co w N 11 co O (N lt O O C'J Lfl r.J D rq t C O - d o cd o V V V .- r. in oc o (N t y y y y y y y y y y Reservas Originales (mmbpce) Figura 4.1. Dispersión de volúmenes de campos costa afuera en la zona estadounidense del Golfo de México 12 . 12 BOEM, 2014. 19 Especialidad Ingeniería Petrolera

20. IOR-EOR Se puede observar en la Tabla 4.1, que el tamaño promedio de incorporación de reservas probadas por estos descubrimientos es de 44 mmbpce, con una mediana de 10 mmbpce (esto se debe a que el 13% de estas reservas se encuentran en los 9 campos de mayor tamaño). La Figura 4.2 presenta la misma información de forma porcentual. Concepto (mmbpce) Costa afuera EE.UU. Total 56,155 Mediana 10 Media 44 Tabla 4.1. Parámetros estadísticos de la dispersión de campos costa afuera en la zona estadounidense del Golfo de México. E.E.U.U. 30% o o. E 20% 1212 12 12 12 1 10 a ::: LL C'J LO O O O c' f co o rj - co o r' - co Q N O (N LO LO O y y y '.0 (N 1!) '-4 (N 't O O .- y y y N LO O 0 0 .-1 cod o o y y y y y y y y y y Reservas Originales (mmbpce) Figura 4.2. Distribución de volúmenes originales en porcentaje de campos costa afuera en la zona estadounidense del Golfo de México 12 Un análisis similar, para las mismas zonas comerciales, a escala de yacimiento se presenta en la Figura 4.3. En este caso se consideran 2,334 yacimientos con una columna de aceite saturado y una capa de gas asociada. 20 Especialidad: Ingeniería Petrolera

21. IOR-EOR E.E.U.U. u 30% o 20% 16 17 :01:L' 42,° . 1E - N Co LO 0 0 0 40 - - 04 40 CD Q 0 04 0 4004 40 40 (0 40 04 LO LO O - (0 40 04 ('1 E o - 40 O O O O O O O O O O o 40 - 04 LO 04 LO LO '-4 (0 40 04 O o o - 0 0 Reservas Originales (mmbpce) Figura 4.3. Distribución de volúmenes originales en porcentaje de yacimientos costa afuera en la zona estadounidense del Golfo de México 12 . Aunque actualmente no se han incorporado reservas probadas de aceite en las aguas profundas del lado mexicano del Golfo de México, los esfuerzos exploratorios tarde o temprano se verán reflejados como reserva probada. Sin embargo, la información señala que la incorporación de reservas probadas derivada de los descubrimientos esperados producto de la actividad exploratoria futura estará en ese orden de magnitud, es decir, decenas de millones de barriles de pce. Así, no es de sorprender que los descubrimientos más recientes en las aguas profundas del lado mexicano, desde el punto de vista de volumen original, son comparables con la media observada del lado estadounidense; por lo que, similarmente, la media de las reservas probadas a incorporar promedio, por campo, en un futuro serán presumiblemente de ese mismo orden (rs.i50 mmbpce). Lo anterior implica que para incorporar el equivalente al total de la reserva 1P del país se requerirían cerca de 250 pozos comercialmente exitosos en aguas profundas. Si consideramos que el promedio de éxito en la actividad exploratoria es de 20-30%, implica que se tendrían que perforar más de mil pozos exploratorios y, a ésos, agregar otros tantos miles para el desarrollo de los campos descubiertos y que sean económicamente rentables, como ha sucedido en los Estados Unidos. Los altos precios del petróleo han tenido su efecto en el mercado y por supuesto en el sector de suministros. La perforación de un pozo en aguas profundas actualmente representa costos que oscilan entre 500,000 dólares americanos diarios (USD/d) y poco menos de un millón USD/d; 21 Especialidad: Ingeniería Petrolera

22. 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

23. IOR-EOR Angola Orca 990 Aceite 403 China Lingshui 17-2 1450 Gas 352 Senegal SNE 1100 Aceite 330 EE.UU. Anchor (GC 807) 1580 Aceite 300 E.E.U.U. Guadalupe (KC 10) 1209 Aceite 300 Tanzania Piri 2360 Gas 282 Colombia Orca 674 Gas 264 Mauritania Frégate 1627 Aceite, Gas y Cond. 250 Senegal FAN 1427 Aceite 240 Angola Bicuar 1560 Aceite, Gas y Cond. 194 Gabon Leopard 2114 Gas 176 China Lingshut 25-1 975 Gas 176 Tanzania Taachui 609 Gas 176 EE.UU. Leon (KC 642) 1867 Aceite 150 Tanzania Giligiliani 2500 Gas 141 México Exploratus 2500 Aceite y gas 125 Indonesia Merakes 1372 Gas 114 Tanzania Kamba 1379 Gas 114 Angola Ochigufu 1337 Aceite 105 Costa de Marfil Saphir 2300 Aceite 100 Brasil Pitu 1733 Aceite 100 E.E.U.U. Rydberg (MC 525) 2273 1 Aceite 100 Tabla 4.3. Grandes descubrimientos en agua profundas en el mundo 13 42 Incorporación de reservas a través de la Exploración y Desarrollo de los recursos no convencionales. Similarmente México cuenta con recursos prospectivos no convencionales aparentemente vastos. Se estima que el potencial es del orden de 60 mii millones de barriles de petróleo crudo equivalente (32 mmmbls en aceite y 28 mmmbpce de gas). Las estimaciones de la agencia que administra la información energética (ETA, por sus siglas en inglés) del Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE) consideran un potencial de recursos técnicos recuperables del orden de 13 mmmbls y 545 mmmmpc para aceite y gas, respectivamente. La Figura 4.4 describe los países con mayores recursos no convencionales de aceite y gas de acuerdo a la ETA. México se encuentra en el octavo lugar en aceite y sexto lugar en gas en recursos técnicamente recuperables. Sólo una fracción muy pequeña de estos volúmenes ha sido certificada como reserva. 13 Wood MacKenzie, 2014. 23 Especialidad: Ingeniería Petrolera

24. IOR-EOR Países con los mayores recursos recuperables de Shale Oil (mmmb) Rusia E. E. U.U. China Argentina Libia Australia Venzuela México Canadá Pakistan 0 10 20 30 40 50 60 70 80 Países con los mayores recursos recuperables de Shale Gas (mmm m pc) China Argentina Alergia EEUU Canadá México Australia Sudáfrica Rusia Brasil 0 200 400 600 800 1000 1200 Figura 4.4. (a) Países con los mayores recursos de Shale Oil y (b) Países con los mayores recursos de Shale Gas. Independientemente de la estimación que se considere, es claro que México cuenta recursos vastos, principalmente en la cuenca de Tampico- Misantla, donde la formación Pimienta y, en algunos casos también, la formación Agua Nueva tienen un potencial envidiable, acumulando 24.3v/o de los recursos prospectivos del país. De nuevo, estas son excelentes noticias para nuestro país, ya que los recursos no convencionales, específicamente para el caso del gas, representan la autosuficiencia de este energético. Es importante señalar que el shale gas es gas natural (metano más etano más fracciones menores otros alcanos), con la diferencia de encontrarse almacenado en la misma roca fuente (típicamente rocas lutitas). Como referencia se puede decir que las arenas tienen una permeabilidad del orden de darcies; iDarcy z lOe-12 m 2); las areniscas menos permeables 24 Especialidad: Ingeniería Petrolera

25. IOR-EOR tienen un rango entre 0.1 y 1 mD; sin embargo, las lutitas en donde reside el shale gas puede tener permeabilidades mucho menores a 0.001 mD, y en algunos casos de nanoDarcies. Los pozos en este tipo de formaciones normalmente tienen buena producción pero sufren una reducción en su producción entre 30 y 90% en el primer año para después pasar a una etapa estable de gastos bajos, y los parámetros para caracterizarlas son muy complejos; en realidad, muy pocos laboratorios en el mundo pueden medir de forma adecuada la permeabilidad de las lutitas. Los únicos países que han logrado explotar de forma exitosa los recursos no convencionales son los Estado Unidos y, en menor medida, Argentina y Canadá. Este tipo de proyectos son sumamente intensivos en capital, administración de suministros y recursos humanos; y dos han sido los factores tecnológicos clave para su explotación exitosa: el fracturamiento hidráulico y la perforación horizontal. Si bien México cuenta con experiencia en estos dos rubros, el fracturamiento hidráulico multi-etapas en pozos horizontales en rocas arcillosas es incipiente, además que como país estamos aprendiendo a gestionar este tipo de proyectos en donde sólo pocos países lo han logrado. Adicionalmente, el desarrollo de recursos no convencionales en México implicará la perforación de miles de pozos para llegar a niveles de producción comparables con la de esos países; y eventualmente tener niveles de tasas de restitución de reservas que contribuyan a la reserva 113 . Cabe mencionar que al día de hoy el país cuenta con menos de 1 millón de barriles de aceite de reserva probada de aceite en recursos no convencionales, provenientes del campo Anhélido. La infraestructura superficial necesaria para el desarrollo masivo de estos recursos será de dimensiones nunca antes vistas en los tiempos tan cortos que demandan estos proyectos para ser rentables. Nuevamente, esta discusión no busca sugerir de la menor forma que los esfuerzos en recursos no convencionales en nuestro país deban reducirse. En mayor medida que el caso de aguas profundas, los volúmenes prospectivos son inmensos y deben ser desarrollados. Los resultados de los últimos dos años demuestran el potencial tangible tanto en aceite (pozo Anhélido), como en gas (pozos Céfiro y Tangram), y sin duda lo veremos reflejado en producciones importantes, pero tomará varias década y el esfuerzo combinado de múltiples compañías para que las reservas y la producción sean una realidad en la escala requerida (cientos de miles de barriles diarios). 25 Especialidad: Ingeniería Petrolera

26. IOR-EOR 4.3 Casos de éxito de IOR-EOR Se describen cuatro ejemplos internacionales de campos emblemáticos: Duri en Indonesia, Ekofisk en Noruega, Prudhoe Bay en Alaska y Yates en EUA de la aplicación exitosa del IOR-EOR en el mundo, en donde se han incorporado reservas (materializadas en producción), alcanzado volúmenes que hubiese sido imposible obtener a través de técnicas t ra di ci o n a les. Figura 4.5. Contribución del IOR-EOR al factor de recuperación total de cuatro campos emblemáticos. Como se muestra en la Figura 4.5, la incorporación de producción por técnicas de EOR de los yacimientos en este estudio es mayor al 50% del factor de recuperación total. Destaca el caso de Prudhoe Bay, en el cual tuvieron que recurrir a estas técnicas desde el comienzo de la explotación del campo. La razón del autor de presentar estos casos emblemáticos en la historia del EOR, tiene dos objetivos: demostrar que el IOR-EOR es una realidad probada y que los volúmenes recuperables son de magnitudes mundiales, y que el IOR-EOR tiene gran versatilidad para la variedad en la densidad del aceite de los diversos campos del mundo, desde ligero (36 °API) hasta pesado (20 °API). La correcta selección del método de EOR para un yacimiento en particular puede aportar grades beneficios a la producción. '1: Especialidad: Ingeniería Petrolera

27. IOR-EOR Duri 70 51 51 53 60 Ekofisk 36 4 18 37 31 41 49 Prudhoe Bay 27.9 0 0 31 52 31 52 Yates 31 50 13 36 23 86 36 Tabla 4.3.Incremento en el FR por EOR para los yacimientos Sihapas (Duri), Tor-Ekofisk (Ekofisk), Ivishak (Prudhoe Bay), y San Andrés (Yates). 14 4.3.1 Duri Este campo se ubica en la Cuenca Central de Sumatra en Indonesia. Tiene un volumen original aproximado de 6,280 millones de barriles con aceite de densidad de 20 °API almacenado en roca silisiclástica, el yacimiento principal es Sihapas. DURI 1955: lOBO proctuced PRE-STEAMFLOOD RECOVERY FACTOR: 8-11% 3 50, 000 300,000 250,000 .2 200,000 o 2 150,000 o 9) 100,000 cn (5 50,000 o 1955 1985 ar9e-scIe 1967 Steanofloodirq cyclic uced steam ir,jeCtion inifiated 1975 pilot steamflood project POST-STEAMFLOOD RECOVERV FACTOR 50-80% 1965 1975 1985 1995 2005 Year Figura 4.6. Recuperación incremental por inyección continua de vapor en el yacimiento Sihapas del campo Duri 14 . Inició su explotación en el año 1958 y durante dos años se aprovechó la recuperación primaria compuesta por el empuje débil de un acuífero y la expansión de un casquete de gas alcanzado un factor de recuperación de 9% En los años 60s y 70s se probaron distintas técnicas de EOR, de las cuales sobresalió la inyección de vapor. Posteriormente, en 1985 se inició la inyección continua de vapor a gran escala y durante 51 años más (hasta ' Información de la base de datos de C&C DAKS, 2014. 27 Especialidad: Ingeniería Petrolera

28. 400,000 Deneloping Decline 1971-75 1979-87 Rejavenation 1988-99 350,000 Peo platean 1976-78 Q. 300,000 --OIL RATE o —s w 250,000 WATER CUT IX 200,000 o 150,000 o IL 100,000 1975 •15 Gas / injectiOn 1987 50,000 started Water injection / started 120 Secondary decline 2007-09 105 90 75 Secondary plateau 2000-06 '760 30 45 15 1997-98 New surface facility IOR-EOR 2011) se obtuvo un factor de recuperación adicional de 51%. Es decir en 53 años de producción, el proceso de EOR aportó el 85% del aceite recuperado. La Figura 4.6 presenta el histórico de gasto de producción del campo Duri. Destacan el piloto de inyección de vapor de 1975, y la masificación de la inyección de gas en 1985. Se puede observar que en el periodo 1985 a 1995 el ritmo de producción de aceite creció de forma inimaginable, llegando a producir 300,000 barriles por día de aceite de 20 °API, para una acumulada de 1,000 millones de barriles. 4.3.2 Ekofisk Ubicado en costa afuera en el Mar del Norte, tiene un volumen original de cerca de 7,000 millones de barriles con aceite de densidad de 36 °API almacenado en un yacimiento de calizas y arcillas fracturadas, el yacimiento principal esTor. Inició su explotación en 1971 y durante cuatro años se tuvo la recuperación primaria por la expansión del gas disuelto en el aceite alcanzando un factor de recuperación de 18%. En 1975 se inició la re-inyección del gas producido en la parte superior de la estructura. Posteriormente, 1987 se inició la inyección continua de agua y durante 37 años más (hasta 2012) se obtuvo un factor de recuperación adicional de 31%. Es decir en 41 años de producción, el proceso de EOR aportó el 63% del aceite recuperado. EKOFISK o 01 01 01 01 01 01 01 01 01 01 CI 01 CI CI 01 - CI Ci N CI 01 C O O O CI O O O O O CI CI CI CI CI O Yea r 28 Especialidad: Ingeniería Petrolera

29. IOR-EOR Figura. 4.7. Recuperación incremental por inyección continua de gas y agua en el del campo Ekoflsk 14 . La Figura 4.7 presenta el histórico de gasto de producción del campo Ekofisk. Destacan el proceso de inyección de gas, en donde el gasto de producción de aceite incremento de cerca de 40,000 bpd a 270,000 bpd; y el proceso de inyección de agua iniciado en 1987, en donde el gasto de producción se logra incrementar de 90,000 bpd a 300,000 bpd. 4.3.3 Prudhoe Bay Este campo de encuentra al norte de Alaska. Tiene un volumen original de 25,000 millones de barriles con aceite de densidad de 27.9 °API. El yacimiento principal es Ivishak. Inició su explotación en 1977 mediante los mecanismos de recuperación primaria de la expansión del casquete de gas asociado y el drene gravitacional. Sin embargo, desde un inicio, se inyectó gas de forma miscible y agua durante 31 años (hasta 2008) y se obtuvo un factor de recuperación adicional de 52%. Es decir en 31 años de producción, el proceso de EOR aportó el 100% del aceite recuperado. A •100 1.600.000 90 80 1.400000 70 1,200.000 CL 60 o 1,000,000 50 ,800,000 -40 600,000 30 400,000 20 200,000 lo Y 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 Year -- __________ / 29 Espeoalidad: Ingeniería Petrolera

30. DEVELOPING 1977-79 1,600,000 E PLATEAU 1980-88 1,400,000 1,200,000 o 1,000,000 1984 800,000 Large-scale water and .2 miscible u WAG 600,000 injection begins o1 • / = 400,000 1977 Field comes Onstream and gas 1986 200,000 re-injection Gas beguns c ycling begins MATURE 2007- - 100 90 80 70 60 2002 1 Gas cap 1 50 fl water injectionbegins 40 obegins 30 Late 1990$ 20 Horizontal sidetrack miscible 10 nj ection begins PRUDHOE BAY DECLINE: 1989-2006 -*-Water-cut -4-0il Rate IOR-EOR O - - J O 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 Vear Figura. 4.8. Recuperación incremental por inyección de agua y gas en el campo Prudhoe Bay 14 . La Figura 4.8 presenta el histórico de gasto de producción del campo Prudhoe Bay. Este campo es un ejemplo de la aplicación del EOR desde el inicio de la producción, alcanzando gastos de producción de 1,600,000 bpd. Destaca el gran reto del manejo de agua. Se puede observar que aproximadamente en 1987, cuando el campo producía 400,000 bpd, ya tenía un flujo fraccional de agua del 20%, y diez años después el campo ya producía 1,000,000 bpd con flujo fracciona! superior al 50%. Al día de hoy el campo tiene flujos fraccionales superiores al 80%. 4.3.4 Yates Ubicado al Oeste de Texas, E.E.U.U. el campo Yates fue descubierto en 1926. Con un volumen original de 5,000 millones de barriles con aceite de densidad de 31 °API, su producción primaria comenzó en 1926 se debió a dos mecanismos: expansión de un acuífero en la parte inferior y de un casquete de gas en la parte superior. A partir de 1976 se utilizaron diversas técnicas para mejorar la recuperación de aceite como la perforación de pozos de relleno, la perforación horizontal, la inyección de vapor, la inyección de polímeros y surfactantes, con lo que se obtuvo un factor de recuperación adicional de 23%. Es decir en 86 años de producción, el proceso de EOR aportó el 65% del aceite recuperado. 30 Especialidad: Ingeniería Petrolera

31. IOR-EOR 1926 YATES FiIddicoverod 6nd 1979 1993, N2 injectod into 905 cop at 30 pct os prodoction Started MMCFGPD; incr0008d tI 90 MMCFGPD it 1195 140,000 wator 100 —— OiI Rate injection piot .* 1998: Started Water-cut Iorfractent injection 90 120,000 ( PrOJOCt no litar 1976 ¡ wottobility. Starttd 0 1 Field anitoaed with Merothon f wltereoport 80 ca 1926-31 asOporatOr and field-wide (dowatoring) to w&s gOl ,njecton comrnencod 100,0o0 79 tobing ¡ 1983-89 1998-2002 ¡ Pttern Thnrrnally-acsisted 60 80000 fi..d gralitO egrOg0t,On 1968-72 plot 4 side 50 2Two-third. / 1986-96, 260,000 19401 of wellS Enhancod ro-casod gas 40 den,ond :::J 30 40,000 4Ic005t0 >r20,000 000 :: hundreds rfractant o Year DEVELOPING PEAK DECLINE MATURE REJUVENATION DECLINE MATURE, 1927-28 1929 1930-41 1942-61 1962-78 1985-2002 2003-12 Figura. 4.9. Recuperación incremental por la perforación de pozos de relleno, la perforación horizontal, la inyección de vapor, la inyección de polímeros, surfactantes y CO2 en el campo Yates 14 . La Figura 4.9 presenta el histórico de gasto de producción del campo Yates. Este campo es quizás el ejemplo más emblemático de la aplicación del IOR-EOR, ya que a este campo se le ha hecho prácticamente todo, desde pozos de relleno o intermedios, aplicaciones de tecnología de terminación (las llamadas "colas de Yates"), utilizando diversos métodos de recuperación mejorada. 4.4 Comparativo de costos. Adicionalmente a los comparativos previos, se debe poner énfasis en que la decisión de qué proyecto se debe ejecutar debe estar regida por una decisión económica, la cual típicamente está asociada al costo de producción de un barril. Es un hecho que uno de los factores más importantes para determinar la mejor alternativa tiene que ver con sus costos de descubrimiento, de desarrollo y de producción. La Figura 4.10 señala el rango de costos de producción para diferentes categorías de proyecto en México. Es evidente que los costos de producción de los proyectos en aguas someras en México son muy competitivos (hasta 3.61 dls/bpce) esto gracias a la gran productividad de nuestros grandes campos como Akal, Ku, Maloob y Zaap; sin embargo, conforme los campos se van haciendo maduros, los costos de producción 31 Especialidad: In9eniería Petrolera

32. IOR-EOR comienzan a incrementar y podemos ver proyectos en aguas someras que pueden alcanzar los 30 dls/bpce. Una lectura simular se puede hacer de los proyectos terrestres convencionales, en donde el rango de precios oscila entre 5.8 y 24 dls/bpce. Por otro lado, se puede ver que los proyectos de aceite pesado y Chicontepec tienen costos de producción que pueden alcanzar 22 y 75 dls/bpce. Costo de producción por categoría en México (dts/bpce) 80 70 i-10% - 90% de la 60 muestra 50 .o 40 30 - 25% 75% de la 20 T T T muestra 10 LI VI )OO C) VIlO fflfi- . II)> LI Mediana o -= Figura 4.10. Comparativo de costos de diferentes alternativas para la incorporación de reservas en Méxic0 3 . Para tener el contexto internacional, la Figura 4.11 muestra los costos por barril de operación y de capital diferentes categorías en el mundo. 32 Especialidad: Ingeniería Petrolera

33. IOR-EOR OPEX de producción por categoría (dls/bpce) 40 35 30 u . 25 .. 20 15 10 5 (.) c u) u) ..-. 00 Lt) 00 - en 40 35 30 u . 25 .20 15 10 5 O Figura 4.11. Comparativo de costos de OPEX y CAPEX diferentes alternativas para la incorporación de reservas en el mundo 13 . Se puede observar que los costos por barril de aguas profundas y ultra- profundas son altos, así como los costos para proyectos de aceite pesado en aguas someras. Así, algunos proyectos de EOR serán más competitivos que algunos de los proyectos actuales. Es importante enfatizar en que los proyectos de EOR por su naturaleza tienden a ser más costosos que los proyectos de aceite convencional, sin embargo, éstos deben ser analizados en un ambiente de cartera de proyectos, de tal forma que los más competitivos encuentren un sitio adecuado en el orden de mérito establecido por la empresa operadora. 4.5 IOR-EOR como una opción de bajo riesgo y de compatibilidad con otros proyectos 33 Especialidad: Ingeniería Petrolera

34. IOR-EOR Uno de los principales mensajes que el autor quisiera transmitir en este trabajo es el relacionado con seleccionar la mejor opción para nuestro país, dentro de las alternativas arriba mencionadas, considerando un análisis técnico, económico, ambiental y estratégico. Sin duda los tipos proyectos de las alternativas discutidas arriba deben competir en un ambiente de portafolio. Como se mencionó arriba los análisis deben considerar el barril más económico, pero incluyendo aspectos adicionales como: posibles retrasos en la primera producción, beneficio total esperado, tiempo de construcción de infraestructura de producción, externalidades negativas como contribución al cambio climático, y sinergias con otros proyectos. Dentro de las ventajas del EOR, por ejemplo, es que los gases producto de procesos industriales, como el CO2, es un método de recuperación muy efectivo tanto en siliciclásticos como carbonatos, presentando una ventaja adicional como es el caso de poder establecer sinergias con proyectos de captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS, por sus siglas en inglés), contribuyendo a la captura y almacenamiento de este gas de efecto de invernadero, obteniendo un doble beneficio: el relacionado con el cambio climático y el de la recuperación adicional de petróleo por la inyección de este gas. Por otro lado, es importante poner énfasis en que las alternativas discutidas arriba tienen diferente riesgo geológico y comercial. El riesgo geológico en un proyecto de EOR es muy bajo comparado con los proyectos exploratorios. Los volúmenes a recuperar, son volúmenes ya descu biertos. 34 Especialidad: Ingeniería Petrolera

35. IOR-EOR S. METODOLOGÍA PARA SELECCIÓN DE CANDIDATOS En este capítulo se presenta una metodología de reciente creación resultado de la combinación de dos enfoques distintos: (i) la aplicación combinada de metodologías clásicas para la selección del método de EOR más adecuado para los yacimientos de un campo, utilizando las variables típicas para describir un sistema roca-fluido; y ( u) a través del diseño matemático de un modelo para la aplicación de múltiples herramientas de minería de datos: (a) modelos lineales, (b) árboles de decisión, (c) análisis de clústeres y (d) probabilidad condicional utilizando el teorema de Bayes. Similarmente, se utilizan las variables consideradas en los enfoques tradicionales. Esta metodología permite identificar las mejores técnicas de EOR, y priorizar los yacimientos y campos con base en su potencial de volúmenes recuperables. Es importante mencionar que esta metodología es aplicable para cualquier cartera de proyectos, no sólo de México, sino cualquier subgrupo de los campos mexicanos, grupos de mayor escala como los proyectos de todo el mundo. 5.1 Métodos para escrutinio para la selección del EOR. Es imprescindible identificar el proceso más adecuado para cada yacimiento, pues de esto depende la eficiencia de recuperación e aceite del mismo. Existen diversos métodos para seleccionar un proceso de EOR: el convencional, el cual se basa en la comparación de las propiedades promedio de los yacimientos con casos de éxito para los diferentes métodos, el geológico, el cual se basa en la heterogeneidad y conectividad del yacimiento y otras propiedades geológicas que ayudan a reducir el riesgo para correlacionar yacimientos, y los métodos avanzados. 5.1.1 Método Convencional15 Estos criterios de escrutinio han sido utilizados por muchos años para la selección del mejor método de EOR para un candidato dado. Carcoana 15 Alvarado, 2010. 35 Especialidad: Ingeniería Petrolera

36. IOR-EOR (1992) presentó el primer artículo clásico para la selección del mejor método de EOR utilizando las características principales del sistema roca- fluido. En la literatura se encuentran ejemplos muy completos como el de Taber (1997), Green y Willhite (1998), Turta y Singhal (2001), respecto a software, se encuentran PRIze, el cual utiliza una estrategia de una tabla de consulta y Sword el cual mejora dicha consulta con la asignación de indicadores entre O y 1 para jerarquizar los métodos de EOR. Mientras que PRIZE fue desarrollado en Alberta, Sword fue desarrollado en Noruega, por lo que las tablas de consulta contienen consideraciones de expertos en petróleo pesado en el primer caso y aceite ligero en el segundo. Para que estos métodos sean útiles, se debe contar con una base de datos amplia y de contenido diverso, así como conocer los detalles de los casos de éxito para discernir entre varios métodos que pueden aplicarse. Para lo anterior se utilizan gráficos cruzados y de tipo radar comparando propiedades como la densidad, viscosidad, temperatura, porosidad, permeabilidad y profundidad. 5.1.2 Método Geológico 15 Es poco común que durante el escrutinio convencional se comparen características más específicas del yacimiento como la litología e indicadores de heterogeneidad. Es importante identificar los aspectos geológicos críticos durante el proceso de escrutinio, así como para la detección de yacimientos análogos. Este método contribuye a que el análogo propuesto satisfaga los criterios de la SEC o la SPE para la incorporación de reservas a través de un método de EOR, y por lo tanto la aceptación del proyecto para comenzar con los experimentos. Las propiedades geológicas que comúnmente se comparan son: el tipo de trampa, el ambiente de depósito, la era geológica, la litología, el tipo de estructura, y diagénesis; así como los coeficientes de Dykstra-Parsons (DP). Se tienen muchos ejemplos en la literatura de este método aunque en su mayoría para formaciones silisiclásticas, Caers (2000), Cokinos (2004), Henson (2001), Kanp (1999) y Marique (2007) y muy pocos para carbonatos como AMan y Sun (2003). 36 Especialidad; Ingeniería Petrolera

37. IOR-EOR 5.1.3 Métodos Avanzados' 5 Estos métodos consisten en estrategias de minería robusta de datos y técnicas de inteligencia artificial que consideran combinaciones simultáneas de muchas propiedades. Ejemplos de literatura de técnicas de inteligencia artificial como redes neuronales, lógica difusa y sistemas expertos son: Abdulraheem (2009), Alegre (1993), Ah (1994), Allain (1992), Balch (2000), Hamada (2009), Hutchin (1996), Mohaghegh (2000), Peden (1991) y Weiss (2000). La minería de datos simphifica la representación de las experiencias internacionales en una base de datos clasificada que se representa como un mapa de clústeres en 2 - D denominado "mapas expertos". Se realiza un análisis estadístico para identificar la importancia de las variables en términos de cómo influencian a los clústeres. Se obtiene un número reducido de variables que representan valores promedio de cada yacimiento y se utilizan para calificar los métodos de EOR. Posteriormente, se recurre a otra base de datos con la información de los métodos con mejor calificación para su aplicación en el candidato. La tabla 5.1 presenta un resumen de los tipos de métodos que existen en la literatura. Se incluye la metodología híbrida utilizada para este trabajo. gráficas cruzadas y de Carcoana 1992 tipo radar comparando Literatura Taber 1997 propiedades corno la G reen y W III hite 1998densidad, viscosidad, temperatura, porosidad, Turta y Singhal 2001 permeabilidad Y PRIze Canadá 2007 profundidad Software Sword, Noruega 2007 tipo de trampa, el Kanp 1999 ambiente de deposito, Caers 2000era geológica, la lla litología, el tipo de Literatura Henson 2001 estructura, y Coki nos 2004 diagenesis; asi como 2007los coeficientes cje É=n Dykstra-Parsons (DP) 2003 Peden 1991 Allain 1992 minería robusta de Alegre 1993 datos y técnicas de Al¡ 1994 inteligencia artificial Hutchin 1996 como redes Literatura neuronaies, lógica Balch 2000 difusa y sistemas Mohaghegh 2000 expertos Weiss 2000 Abdulraheem 2009 Hamada 2009 Convencional + Software SelectEOR Canadá 2011 Geológico EORgui, Reino Unido 2014 Convencional + Literatura Rangel-German et 2012Geológico + Avanzado al. 37 Especialidad: Ingeniería Petrolera

38. IOR-EOR Tabla 5.1 Métodos de escrutinio para selección del método de E0R 15 . 5.2 Metodología híbrida 16 Esta metodología permite identificar las mejores oportunidades de los métodos de EOR para clasificar los proyectos de acuerdo a criterios técnicos, estadísticos y económicos dentro de una cartera de proyectos y programarlos para su óptima ejecución y de esta manera aumentar las reservas rápidamente. Como se observa en la Figura 5.1, el flujo de trabajo se puede dividir en dos etapas principales: En primer lugar, se aplican varios criterios técnicos ampliamente utilizados para identificar las mejores oportunidades. La segunda etapa incluye el análisis de los casos exitosos de la base de datos del O&GJ (2010) a través de herramientas estadísticas avanzadas para explicar la información del conjuntos de datos, estableciendo modelos estadísticos para probar los candidatos desarrollados en la primera etapa. - 6 Rangel-Germán, 2012. [gI:] Especialidad: Ingeniería Petrolera

39. IOR-EOR 5.2.1 Rangos de aplicabilidad con base en los criterios clásicos de escrutinio. Este anIisis considera, en la primera etapa, los criterios de selección de Taber (1996), Carcoana (1992), Chierici (1995) y Dickson (2010). Los criterios de selección establecidos por estos autores incorporan las propiedades del aceite tales como gravedad API y la viscosidad, y características del yacimiento, tales como saturación de aceite, tipo de formación, permeabilidad promedio, profundidad del yacimiento y temperatura, entre otros. Para cada una de las variables de selección se realiza el análisis para conocer el consenso o discrepancia entre los criterios clásicos. La Figura 5.2 (a, b y c) presenta los resultados para el caso de los grados API, viscosidad y profundidad. 1?] EspeciaIidd: Ingeniería Petrolera

40. IOR-EOR Figura 5.2. Consenso y discrepancia entre los criterios clásicos de escrutinio para las variables a) densidad en grados API, b) viscosidad y c) profundidad' 6 . Posteriormente, se realiza para todas las combinaciones relevantes posibles, para posteriormente graficar los candidatos (yacimientos) a través de sus características. En la Figura 5.3 se incluyen los principales yacimientos de México, diferenciando entre formaciones siliciclásticas o carbonatadas, y entre fluidos de diferente densidad. Este análisis permite identificar no sólo los candidatos más adecuados para un método de EOR, sino el "ma

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