Los recursos petroleros hacen referencia a todos los volúmenes de hidrocarburos que se estiman en el subsuelo. Aunque desde el punto de vista de explotación únicamente se refiere a la parte potencialmente recuperables. A estas porciones recuperables se les denomina recursos prospectivos, recursos contingentes o reservas. Los recursos prospectivos es el volumen de hidrocarburos estimado hasta cierta fecha, de acumulaciones que aún no han sido descubiertas, pero que se estiman como potencialmente recuperables. Para cuantificarlos se hace uso de la información geológica y geofísica del área. Los recursos contingentes se refieren a las acumulaciones potencialmente recuperables de acumulaciones conocidas [I.24]. Las reservas son las cantidades que se pretenden recuperar para su comercialización. Estas deben de ser descubiertas, recuperables, comerciales y que sean sustentables. Existen diferentes categorías de reservas, estás de acuerdo al nivel de certidumbre asociado a las estimaciones [I.25]:
Probadas.- Son cantidades estimadas de aceite, gas y líquidos del gas natural que demuestran que serán recuperadas comercialmente en el futuro.
Desarrolladas.- Son las que se espera se recuperen de pozos existentes.
No desarrolladas.- Se espera su recuperación a través de pozos nuevos en áreas no perforadas.
No probadas.- Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a condiciones atmosféricas.
Capítulo I 15
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor en el fondo de un pozo petrolero maduro
Probables.- Son aquellas no probadas que gracias a la información geológica y de ingeniería del yacimiento son más factibles de ser comercialmente recuperables.
Posibles.- Son las que su recuperación comercial es menos factibles debido a la información geológica y la ingeniería del yacimiento.
México cuenta con 4 zonas donde se encuentran estas reservas y que son de gran importancia en la producción petrolera [I.26], las cuales se presentan a continuación (Figura I.6):
Región Marina Noreste.- Incluye parte de la plataforma continental y el talud del Golfo de México, con una superficie de cerca de 166,000 kilómetros cuadrados. Constituida principalmente por los activos:
Cantarell.
Ku-Maloob-Zaap.
La producción promedio diaria durante el 2011 fue de 1,342.7 miles de barriles de aceite y 1,405.6 millones de pies cúbicos de gas natural.
Región Marina Suroeste.- Ubicada en aguas marinas de la plataforma y talud continental del Golfo de México. Su superficie es de 352,390 kilómetros cuadrados. Dentro de esta región se encuentran los activos:
Abkatún-Pol-Chuc
Litoral de Tabasco
Al 1 de enero del 2012, se registra una reserva probada de 2,115.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, es decir, 15.3% del total nacional.
Región Norte.- Posee la mayor extensión de territorio, la cual se extiende a 27 estados e incluye 1.8 millones de kilómetros cuadrados. La región se compone por cuatro activos:
Aceite terciario del Golfo.
Capítulo I 16
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor en el fondo de un pozo petrolero maduro
Poza Rica-Altamira.
Veracruz.
Esta región es la que opera el mayor número de campos y por ende la que registra mayor actividad del país. Durante el 2011, produjo un volumen de 42.4 millones de barriles de aceite. En este periodo,la cifra de pozos terminados ascendió a 844.
Región Sur.- Con una superficie de 390,000 kilómetros cuadrados, colinda al Norte con el Golfo de México. Esta región comprende 8 estados: Guerrero, Oaxaca, Veracruz, Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo. Consta de cuatro activos:
Bellota-Jujo.
Cinco Presidentes.
Macuspana-Muspac.
Samaria-Luna.
El Activo Macuspana-Muspac posee el mayor número de campos con 56, seguido del Activo Bellota-Jujo con 31 campos. Mientras que los activos Cinco Presidentes y Samaria-Luna son los que menos campos administran con 21 y 13, respectivamente. La Región Sur produjo en 2011, 193.7 millones de barriles de aceite y 617.7 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Lo que representó una producción diaria de 530.6 miles de barriles de aceite y 1,692.3 millones de pies cúbicos de gas natural. Estas cifras significaron, a nivel nacional, 20.8 y 25.7 por ciento de las producciones de aceite y gas natural.
Capítulo I 17
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor en el fondo de un pozo petrolero maduro
Figura I.7.- Regiones petroleras de la república Mexicana.
a) Región Marina Noreste. b) Región Marina Suroeste. c) Región Norte. d) Región Sur. I.5.- Estimulación de pozos petroleros maduros
Una fuente atractiva para la extracción de petróleo yace en los campos petroleros que ya existen, estos son llamados pozos maduros. Con el paso de los años, los campos petroleros maduros seguirán existiendo y aumentará el número de estos. Los yacimientos se explotan, como máximo al 40%. Por esta razón, los yacimientos son abandonados. Antes de utilizar un método de recuperación mejorada, se realiza un estudio del yacimiento para obtener las características necesarias para así decidir si es factible o no la implementación de esta tecnología [I.27]. La estimulación de un pozo maduro se puede definir como los procesos a los cuales se crean para facilitar el flujo del fluido en un pozo. El objetivo principal es el aumento de producción de petróleo y/o la optimización de patrones de flujo. Esta ha llegado a ser una práctica común, actualmente se puede decir que todos los pozos han sido estimulados por lo menos una vez. Esta práctica se ha llevado a pozos de agua, de vapor, etc. [I.28].
c) d)
Capítulo I 18
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor en el fondo de un pozo petrolero maduro
I.5.1.- Recuperación de petróleo
La recuperación de petróleo principalmente se dividen en 3 [I.29]; recuperación primaria, secundaria y terciaria. El petróleo crudo carece de la habilidad de salir de los poros de la roca en la que se encuentra. La extracción del petróleo se logra mediante el empuje con otro fluido como el gas o el agua. A este proceso se le llama desplazamiento.
Recuperación primaria.- Es el desplazamiento que impulsa al petróleo es por medio de la energía natural que se encuentra ya dentro del yacimiento. Este tipo de producción utiliza las fuentes de energía presentes en el pozo como lo son; empuje por agua, por gas en solución, la expansión de la roca y los fluidos, empuje por capa de gas y drenaje por gravedad.
Empuje por agua.- Este tipo de recuperación se da cuando el yacimiento está conectado hidráulicamente a una roca con porosidad saturada con agua. Este tipo de roca se suelen llamar acuíferos, puede estar debajo de todo el yacimiento o solamente bajo una parte. Por lo general, el agua se encuentra comprimida. Sin embargo, al momento de recuperar el petróleo, el volumen de agua se expande empujándolo.
Empuje por gas en solución.- Bajo ciertas condiciones de presión y temperatura, existen yacimientos que contienen gas disuelto. De igual manera que el empuje por agua. Este método de recuperación ocurre al momento de la extracción del petróleo, ya que el gas se desprende y empuja el petróleo.
Expansión de la roca y de fluidos.- Se denomina petróleo subsaturado cuando este contiene una cantidad menor de gas al que se necesita para saturar al petróleo a la presión y temperatura del yacimiento. La energía del yacimiento se almacena por la compresibilidad que posee tanto la roca como los fluidos. Al extraer el petróleo, la presión declina, entonces el empuje por gas es el encargado de desplazarlo.
Empuje por capa de gas.- Este método de recuperación se da cuando el yacimiento cuenta con una capa de gas muy grande. En esta se almacena una gran cantidad de energía. Se libera después de comenzar la extracción de petróleo. Este tipo de pozos pueden contener una porción de agua en el fondo, lo
Capítulo I 19
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor en el fondo de un pozo petrolero maduro
cual permite el uso de un método de recuperación combinado entre la inyección de gas y agua.
Drenaje por gravedad.- Es principalmente usado en yacimientos de gran espesor. Es un proceso muy lento ya que el gas debe migrar al tope del yacimiento para llenar el volumen que ocupa el petróleo y posteriormente crear otra capa de gas.
Recuperación Secundaria.- Principalmente se fundamenta en la inyección de agua y/o gas. La inyección de estos fluidos ayuda al desplazamiento del petróleo. En el caso del gas, se inyecta para mantener la presión, también se puede inyectar dentro de la columna de petróleo para lograr el desplazamiento inmiscible de este. Debido a que no es muy eficiente, es muy poco utilizado en la actualidad.
Inyección de agua.- El primer patrón de flujo que recibió el nombre de invasión circular, consistía en la inyección de un solo pozo el fluido invadía los pozos que se encontraban en la periferia. Estos se convertían en inyectores lo que creaba un frente circular. Posteriormente, este patrón se cambió a un método donde se alternaban dos filas de pozos productores por una de pozos inyectores de agua. Con base a la posición de los pozos productores y los inyectores, la inyección de agua se puede llevar a cabo de dos maneras.
Inyección externa.- Se inyecta el agua fuera de la zona del petróleo principalmente en los flancos del yacimiento.
Inyección dispersa.- La inyección se lleva a cabo dentro de la zona del petróleo. La invasión por el agua ocasiona que los fluidos del pozo, como el petroleó y/o gas se desplacen.
Inyección de gas.- Este fue el primer método que se sugirió para la recuperación adicional de petróleo. Al inyectar el gas al pozo petrolero, la energía del yacimiento aumentaba y desplazaba el petróleo. Existen diversos factores como las propiedades de los fluidos que se encuentren dentro del yacimiento, el tipo de empuje, la geometría del yacimiento, las propiedades de la roca, la temperatura y presión del yacimiento, los cuales que determinan la cantidad de petróleo que puede obtenerse mediante esta
Capítulo I 20
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor en el fondo de un pozo petrolero maduro
técnica. De la misma manera que la inyección de agua, la del gas se puede clasificar en dos.
Inyección de gas interna.- El gas se inyecta directamente en la zona donde se encuentra el petróleo. Generalmente se aplica en yacimientos que cuentan con empuje por gas en solución o en aquellos que no cuenten con una capa de gas inicial. El gas inyectado previamente emerge a la par que el petróleo.
Inyección de gas externa.- Se inyecta el gas en la cresta dela estructura donde se encuentra la capa de gas, generalmente se usa en yacimientos de gran relieve para permitir que la capa de gas desplace el petróleo.
Recuperación mejorada.- La recuperación mejorada (Enhanced Oil Recovery) es el conjunto de procesos utilizados para la recuperación de una cantidad mayor de petróleo en un yacimiento de lo que se logra únicamente con la recuperación primaria y secundaria. Básicamente, estos métodos consisten en la inyección gases y de químicos líquidos y/o el uso de la energía térmica. Los químicos más utilizados en estos procesos son el Nitrógeno, gases de combustión, CO2 e hidrocarburos gaseosos.
Por otra parte los métodos térmicos utilizan el vapor o agua caliente. Existe también la generación in situ, esta se deriva de la combustión de petróleo en el yacimiento. Este tipo de recuperación está presente en países productores de petróleo como Venezuela, U.S.A., Indonesia, Venezuela, Canadá, entre otros.
De este tipo de recuperacion adicional de petróleo se pueden destacar 2 tipos principalmente; térmicos y no térmicos. Esta división se fundamenta en el tipo de petróleo con el cual el método a emplear será el más efectivo. El primero es más efectivo con petróleos de tipo pesado mientras que el segundo es más apropiado con petróleo ligero. Esto no quiere decir que no funcione con petróleos pesados pero la efectividad es mucho menor.
Métodos no térmicos.- En este tipo de métodos se pueden incluir principalmente procesos químicos y los miscibles, dentro de este tipo de métodos de recuperación se encuentran principalmente:
Capítulo I 21
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor en el fondo de un pozo petrolero maduro
Invasión con polímeros.- Modificación de la inyección de agua, básicamente es añadir al agua con la que se inyectará el pozo, una cantidad de polímeros que va desde 200 hasta 1000 ppm. Esta solución posee gran viscosidad y es gracias a esta propiedad que la movilidad agua petróleo mejora considerablemente.
Invasión con surfactantes.- Los surfactantes son básicamente compuestos orgánicos derivados del petróleo, que mezclados a bajas concentraciones de agua su tensión interfacial baja. Esta condición ayuda a que el petróleo atrapado se haga móvil y así lograr su desplazamiento por el fluido que se haya inyectado.
Invasiones alcalinas.- Es un método donde se emplea un proceso de emulsificacion. Se requiere la adición en el agua de sustancias como el hidróxido de Sodio y así lograr un reacción con los ácidos orgánicos del petróleo para que se generen surfactantes y se provoque el mismo efecto que en la invasión anterior.
Inyección de espuma.- Esta se da mediante una acumulación de gas que están separadas por películas de líquidos. Se inyecta aire, agua y un agente químico para estabilizar. La inyección de la espuma en la porosidad de las rocas crea interfaces elásticas, las cuales generan una fuerza que actúa como pistón sobre el petróleo que es desplazado.
Desplazamientos miscibles.- Estos se dan al inyectar un agente que desplace el petróleo y que sea miscible con este. La tensión interfacial entre ambos fluidos es nula. Por lo tanto, el desplazamiento del petróleo se asegura en un 100% por los poros donde el agente inyectado pase. Este desplazamiento puede ser de primer contacto como el que ocurre entre hidrocarburos, el dióxido de Carbón y el Carbón. Son usados también como agentes miscibles de desplazamiento en condiciones donde existe una presión alta y en crudos de gravedad API elevada. De este tipo de desplazamientos, los de mayor relevancia son:
Proceso de tapones miscibles.- Básicamente el proceso consiste en la inyección de un solvente líquido que se torna miscible después del primer contacto con el petróleo. Este tapón se inyecta generalmente en forma alternada con agua. Se requieren bajas presiones y se puede aplicar en un gran número de yacimientos.
Capítulo I 22
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor en el fondo de un pozo petrolero maduro
Proceso WAG.- Es un proceso donde ocurre una inyección alternada de agua y gas creando unos tapones, los cuales se mueven recorriendo la misma ruta en el yacimiento hasta los pozos productores.
Inyección de Nitrógeno.- Para que se puede hacer uso de este método, el yacimiento debe contar con ciertas características específicas como; el petróleo debe ser ligero, debe haber saturación de metano y el yacimiento debe tener una profundidad igual o mayor a 5000 pies. Al ser inyectado el Nitrógeno, reacciona con los componentes livianos del petróleo y se forma una vaporización. Posteriormente se convierte en una solución que es completamente miscible con el petróleo y así logra desplazarlo.
Métodos térmicos.- Estos métodos son usados principalmente con petróleos viscosos, ya que con el incremento en la temperatura se reduce esta viscosidad, permitiendo que el petróleo fluya de una manera más fácil [I.30]. El método más antiguo conocido es el de los calentadores de fondo, que se remonta al año de 1865 cuyo principal objetivo era aumentar la temperatura para reducir la viscosidad. Aproximadamente el 60% de la producción por recuperación mejorada se debe a estos métodos, en específico la inyección de vapor. Se dividen principalmente en 2 tipos [I.31]:
Inyección de fluidos (agua caliente).- Se inyecta agua caliente a través de un cierto número de pozos, mientras que por otros se produce el petróleo. Durante el proceso, las cercanías del pozo inyector se calientan y a su vez parte de ese calor se pierde hacia formaciones cercanas. El agua que se inyecta tiene una disminución en su temperatura, la cual se mezcla con la temperatura de los fluidos del yacimiento. Se genera una zona que se calienta, la cual aumenta y mejora el desplazamiento y la recuperación final.
Inyección continúa de vapor.- Es un método de empuje con pozos de inyección y de producción. El vapor se inyecta de una manera continua. Posteriormente genera una zona de vapor, el cual se condensa y donde se condensa los hidrocarburos que estén presentes lo harán de igual manera. Como resultado hay una reducción en la viscosidad del petróleo, sumándose también que se da un
Capítulo I 23
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor en el fondo de un pozo petrolero maduro
Vapor Vapor condensado Inyección de vapor Petróleo a)
desplazamiento más eficiente. Este método proporciona una mayor extracción de petróleo en comparación con la inyección de agua caliente.
Inyección cíclica de vapor.- Este método consiste en la inyección de una cantidad de vapor importante directamente al pozo. Esta fase va de 1 a 3 semanas. Posterior a la inyección de vapor, se procede a una fase de remojo, la cual permite la transferencia de calor al yacimiento. Este proceso se repite hasta que se calienta un volumen considerable. Por último el vapor inyectado después de haber calentado el petróleo lo diluye, y lo desplaza hacia los pozos de producción.
Figura I.8. Inyección cíclica de vapor.
a) Fase de inyección. b) Fase de remojo. c) Fase de extracción
Este método es aplicado en yacimientos con petróleo pesado para aumentar la tasa de extracción durante la producción primaria [I.32].
Producción Petróleo Petróleo calentado Vapor condensado Petróleo calentado Vapor condensado Petróleo c) b)
Capítulo I 24
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor en el fondo de un pozo petrolero maduro
Pozo productor
Cámara de vapor
Bitumen caliente Pozo inyector
Drenaje por gravedad asistido con vapor (SAGD).- Este método consiste en la inyección de vapor directamente a un pozo horizontal, esto crea una zona caliente. El petróleo calentado se desplaza hacia un pozo paralelo inferior y finalmente es producido. La cámara de vapor creada se mantiene a una presión constante durante todo el proceso y está rodeada por arena petrolífera fría, lo cual hace que el vapor se condense. Esto permite que el petróleo drene por gravedad [I.33].
Figura I.9.- Representación método SAGD
Combustión IN-SITU.- Consiste en la combustión del petróleo presente en el pozo. Esto genera una alta eficiencia térmica. Se inyecta aire, el Oxígeno contenido en ese aire oxida al petróleo generando calor, monóxido de Carbón, dióxido de Carbón y agua. De acuerdo a la reactividad del petróleo, se puede generar la ignición de este o se puede hacer uso de un calentador para provocarla. El calor generado de la combustión del petróleo reduce su viscosidad, mejorando su movilidad. Existen tres tipos de combustión: