1

RESUMEN. El Bióxido de Carbono (CO2) es un gas incoloro y no combustible, aunque también puede encontrarse como líquido o en estado sólido. Las principales fuentes de CO2 son la oxidación de la materia orgánica dispersa (MOD), la maduración de la MOD húmica, la termodescomposición y el termometamorfismo de las rocas carbonatadas. El método de desplazamiento de aceite por CO2 ha sido probado en condiciones de explotación a nivel mundial, principalmente en la Unión Americana pero los costos por barril de petróleo extraído rebasan el umbral de rentabilidad. En México existe a la fecha un yacimiento donde se está utilizando esta técnica de recuperación, sin embargo aún no se ha logrado la completa implementación en diversos lugares principalmente por la carencia del recurso y/o los elevados costos ya sea de inyección, de generación, de tratamiento o en su caso de transportación. Este documento discute el descubrimiento del potencial en reservas que México tiene en CO2, así como las expectativas que ha presentado su aplicación a nivel mundial. Su pureza encontrada (92-98 %) y la disposición de esta fuente harán rentable los programas de recuperación terciaria que hoy en día no son factibles en algunos Campos Petroleros de México. Adicionalmente se analiza la implementación de este recurso en los yacimientos mexicanos, lo que puede ayudarnos a elevar los factores de recuperación en los campos maduros que necesitan energía adicional para seguir produciendo y con ello, el desarrollo de nuevas áreas de oportunidad para seguir incrementando los volúmenes de producción diaria de aceite. La reserva calculada para el yacimiento más importante hasta ahora encontrado en México (situado en el norte del país), puede sobrepasar los 10 Tscf, lo que permitiría generar enormes

esperanzas, no solo en su uso dentro de la industria petrolera nacional sino en su explotación comercial. INTRODUCCIÓN La inyección de gas es uno de los métodos más prometedores para programas de recuperación mejorada de aceite bajo condiciones económicas dominantes. Una variedad de gases pueden ser usados: nitrógeno, aire, gas natural, dióxido de carbono, hidrógeno (natural o enriquecido). Algunos gases pueden ser inyectados en procesos de recuperación secundaria o mejorada, esto en diferentes aceites según sean sus características. Para yacimientos maduros, recuperaciones adicionales pueden ser estimadas entre 8 al 15 % del volumen original dependiendo de las características del yacimiento, de la naturaleza del gas y de la duración del proyecto. La recuperación mejorada o terciaria (EOR) por inyección de gas ha sido usada alrededor del mundo por décadas. Alrededor de 130 proyectos están actualmente activos, tan solo en Estados Unidos de América (EUA) alcanzaron mas de 317,000 bpd de aceite adicionales, figuras 1 y 2. Los principales proyectos están implementados en los EUA, Canadá, Venezuela, México, Trinidad, Libia y Turquía. 80 proyectos conciernen directamente a la inyección de CO2 (solamente 6 en proceso no miscible), figura 3.

Históricamente la EOR muestra que el número de proyectos de inyección con CO2 ha incrementado y ciertamente continuará haciéndolo. Esta tendencia indica que la inyección de gas cada vez es más conocida (figura 4).

YACIMIENTOS DE CO2 EN MEXICO. ALTERNATIVA VIABLE PARA PROGRAMAS DE RECUPERACION TERCIARIA

Heron Gachuz Muro, Pemex E & P, hgachuzm@pep.pemex.com

Copyright 2005, CIPM. Este artículo fue preparado para su presentación en el cuarto E-Exitep 2005, del 20 al 23 de febrero de 2005 en Veracruz, Ver., México. El material presentado no refleja necesariamente la opinión del CIPM, su mesa directiva o sus colegiados. El artículo fue seleccionado por un comité técnico con base en un resumen. El contenido total no ha sido revisado por el comité editorial del CIPM.

2

Proyectos con EOR en EUA 2004

Térmicos39%

Químicos3%

Gas58%

Térmicos Químicos Gas Figura 1.- Proyectos Activos con Recuperación Terciaria en

EUA, año 2004

Producción de Aceite Recuperado por EOR en EUA, 2004

CO2 No Miscibles0%

Nitrógeno5%

Hidrógeno31%

CO2 Miscibles64%

CO2 Miscibles CO2 No Miscibles Nitrógeno Hidrógeno

Hidrógeno 97,300 bpdNitrógeno 14,700 bpdCO2 No Miscible 102 bpdCO2 Miscible 205,775 bpd

Figura 2.- Producciones Atribuidas por Procesos de

Recuperación Terciaria en EUA, 2004

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País

Proyectos de EOR a Nivel Mundial, 2004

CO2 Miscibles CO2 No Miscibles Combustión in-situ HidrógenoEspuma Nitrógeno Polímeros Microbios

Figura.- 3 Proyectos a Nivel Mundial durante el 2004, excepto EUA

INYECCIÓN DE CO2 El CO2 es un gas muy conocido en la naturaleza. Los investigadores han sido atraídos muy pronto desde la puesta de los procesos de recuperación terciaria para tratar de mejorar las tasas de recuperación de aceite. Los primeros estudios se remontan a los años 50´s, ellos han hecho resaltar la gran solubilidad del CO2 en los aceites lo que se traduce en una movilidad importante del aceite y una baja en su viscosidad. Algunas experiencias de desplazamiento en los laboratorios han dado resultados prometedores. Pero en los años 60´s el interés por el CO2 permaneció limitado en comparación con otros procedimientos. Los procesos de inyección de CO2 pueden ser clasificados como miscibles o no miscibles.

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1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004Año

Proyectos con CO 2 EUA

Espuma Combustión in-situ CO2 Miscible Polímeros CO2 No Miscibles Nitrógeno Hidrógeno Figura 4.- Crecimiento de la Inyección con CO2 en los EUA

La fuerte solubilidad del CO2 en el aceite (y un menor grado en el agua) toma su utilización muy atractiva para la EOR del petróleo. Este gas puede ser inyectado ya sea en estado gaseoso de manera continua, o bien bajo forma de baches alternados con agua. En el caso de aceites ligeros y medianos, tasas elevadas de recuperación pueden ser obtenidas par los mecanismos de miscibilidad termodinámica. Con aceites pesados la presión de miscibilidad no puede prácticamente jamás ser alcanzada. En lo general, el CO2 disuelto en el aceite tiene un efecto directo sobre las propiedades de mezcla: la movilidad del aceite y la reducción de la viscosidad mejoran sensiblemente la eficiencia de barrido.

3

La miscibilidad entre el aceite y el CO2 es todavía considerada el mecanismo más importante y esto ocurrirá en más sistemas cuando la presión sea bastante alta. En general, las altas presiones son requeridas para comprimir el gas a una densidad en la cual llegue a ser a buen solvente para los componentes ligeros de los aceites, esto denominado presión mínima de miscibilidad, así, el CO2 puede constituir una alternativa a los métodos térmicos cuando estos no son aplicables (a grandes profundidades, por ejemplo). Según las características del yacimiento a ser intervenido, el CO2 es inyectado bajo los siguientes métodos: a) Inyección continua.- Es la manera mas simple. El CO2 es inyectado de manera continua en el yacimiento hasta que la relación de gas producido con el aceite sea demasiado elevada para que el costo de producción se considere que ya no es económicamente el más viable. b) Inyección de un bache de CO2.- Un cierto volumen (de 10 a 80 % del volumen poroso) es inyectado en el yacimiento de tal manera que el desplazamiento pueda ser horizontal o vertical. c) Inyección alternada.- Es el método mas empleado. Pequeños baches de CO2 (algún porcentaje del volumen poroso) son inyectados en alternancia con baches de agua. Tres parámetros controlan este procedimiento:

• El tamaño del bache • La relación del volumen de CO2 inyectado

sobre el volumen de agua inyectada • El número de baches

d) Inyección cíclica.- Se trata de un procedimiento de estimulación que es generalmente aplicado a aceite pesados pero que se desarrolla cada vez más en yacimientos de aceite ligero y mediano. Algunos volúmenes de gas son inyectados en un pozo que es enseguida cerrado. Durante esta fase, el efecto es tratar de disolver el máximo volumen en el aceite, para posteriormente producirlo por

expansión del CO2 disuelto. El ciclo inyección-producción puede ser repetido. El control de la movilidad ha sido una de las principales preocupaciones de los técnicos, ello debido a la baja viscosidad del gas comparada con la del aceite. Algunos proyectos han experimentado tempranas irrupciones en algunos pozos, sin embargo las compañías están encontrando que las máximas producciones de aceite ocurren después de la irrupción del CO2 y buenas producciones frecuentemente continúan por muchos años. PROPIEDADES FÍSICAS, ORIGEN Y RECURSOS DEL CO2 Propiedades Físicas y Origen En las condiciones ambientales el CO2 es un gas incoloro, de olor picante y tóxico cuando su contenido en la atmósfera alcanza un valor de 10 %. También puede encontrarse como líquido o en estado sólido. Su masa molecular es de 44.01 g/mol y tiene una densidad con respecto al aire de 1.529 a condiciones normales (1.033 kg/cm2 y 0O C). Su temperatura y presión crítica es de 31 OC y 73.87 kg/cm2, respectivamente. El CO2 tiene una distribución irregular en la cubierta sedimentaria, siendo sus factores condicionantes las siguientes: fuentes múltiples, alta solubilidad en los fluidos de formación y alta reactividad química. Las principales fuentes de CO2 son la oxidación de la materia orgánica dispersa (MOD), la maduración de la MOD húmica, la termodescomposición y el termometamorfismo de las rocas carbonatadas y el CO2 profundo de origen metamórfico. Recursos de CO2 La primera condición de poner en funcionamiento un proceso es la disponibilidad del CO2. El primer proyecto industrial de gran escala comenzó en el año 1972 sobre el campo de Nelly-Snyder en Texas (proyecto SACROC) con una inyección diaria de 206 MMscf de CO2. Las necesidades en CO2 para

4

una aplicación en el campo son generalmente considerables. Ellas van de algunos millones de pies cúbicos para una prueba piloto hasta varios millones de pies cúbicos para todo un proyecto. La importancia de la disponibilidad es determinante. Tres recursos posibles de CO2 son generalmente conocidos:

Yacimientos naturales Unidades químicas Industrias

Los principales yacimientos naturales en los EUA están localizados en las Montañas Rocallosas (figura 5), Mississippi y la Meseta de Colorado. Los proyectos de inyección de CO2 en Canadá y Hungría también usan yacimientos naturales. Existen otros yacimientos conocidos como en Rumania y actualmente se han encontrado en México.

Figura 5.- Localización de los Principales Campos de CO2 en

los EUA YACIMIENTOS NATURALES EN MEXICO A la fecha, en México se cuenta con un yacimiento conocido (otro en estudio) y que está en etapa de explotación. Este yacimiento (Campo A) se encuentra situado al sureste mexicano, figura 6.

Las rocas que constituyen este yacimiento son calizas fracturadas formando un anticlinal asimétrico. El campo fue descubierto en el año 1980 y es productor de gas y condensado. Son productores 10 pozos con un promedio de 57 MMscf/d (70 % del gas producido es CO2). Un 80 % del CO2 separado es inyectado a un yacimiento cercano el cual ya presenta resultados satisfactorios con este proceso de recuperación. La reserva remanente es de 357 MMMscf de gas y 18 MMSTBL, siendo alrededor de un 52 % el volumen producido. El siguiente yacimiento, Campo B, ocupa una extensión mucho más grande que el primero, se encuentra localizado en el norte de México entre los estados de Veracruz, Tamaulipas y San Luis Potosí, figura 7. El área cuenta con información de los primeros pozos perforados que datan de comienzos del siglo pasado donde los objetivos eran encontrar aceite. Datos históricos con pozos produciendo más de 50 MMscf/d fueron localizados pero la mayoría cuentan con datos escasos y muchos de ellos están taponados. Se tienen en explotación cerca de 17 pozos produciendo diferentes gastos y diferentes concentraciones de CO2. Estudios recientes demuestran el potencial que el área tiene. Estos estudios van desde sísmica 2D, caracterización dinámica, métodos probabilísticas para estimar el volumen original, cálculos volumétricos, pronósticos de producciones y expectativas de desarrollo a campos maduros.

G O L F O D E M E X I C O

Comalcalco

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Frontera

H I A P A S

EDO. DE

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D Palenque

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LAG. RED ONDA

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Villahermosa

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Cárdenas

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G O L F O D E M E X I C O

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Figura 6.- Plano de Localización de Campos de CO2 en

México

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MEXICO

U.S.A.

GUATEMALA

GOLFO DE

MEXICO

OCEANOPACIFICO

TOPILA

QUEBRACHE

EBANO

TAMPICO

MEXICO

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MEXICO

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Figura 7.- Plano de Localización de la Nueva Área Potencial

de CO2 Los primeros trabajos geológicos arrojan que la formación productora es el Cretácico con espesores brutos que sobrepasan los 50 m. Se detecta la presencia de un acuífero asociado con el yacimiento. El pozo con mayor historia de presión-producción data del año 1959, fue puesto en producción en el primer trimestre de año 1997, actualmente continua en explotación y evaluación. Los estudios de caracterización dinámica e ingeniería de yacimientos presentan ajustes como yacimiento actuando infinitamente. No se detectaron la presencia de fallas cercanas por lo menos a 1000 m de radio de drene. La caída de presión a lo largo del tiempo es en promedio por mes de 0.22 kg/cm2. El comportamiento de P/z vs Gp para este pozo muestra probablemente que el acuífero no sea activo, figura 8. Determinación de áreas de drene con problemas de interferencia -figura 9- en nuevos pozos demostraron que nuevas localizaciones para explorar las zonas aledañas deberían estar por lo menos a una distancia de entre 500 y 1000 m. Los estudios probabilísticos dieron valores de volumen original de 5.836 Tscf (cálculos volumétricos estiman 10.2 Tscf) lo que lo colocaría entre los 5 yacimientos más importantes a nivel mundial, Tabla 1 y 2. Pronósticos de producción fueron corridos para el área a 20 años y dieron producciones iniciales de 300 MMscf/d (100 pozos en explotación) y una acumulada final total de 0.99 Tscf, teniendo aún producciones por pozo del orden de 0.01 MMscf/d.

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G=7481 MMPC

FrFraa la fechala fecha= 63 %= 63 %

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Gp (MMPC)

P/Z

G=7481 MMPC

FrFraa la fechala fecha= 63 %= 63 %

Figura 8.- Cálculo del Volumen Original para Pozo en

Explotación

Tabla 1 SCGIIP STOIIP (Bscf) (MMSTB) ------------------------------------------------------------------------------------- Principal Valor 5836.39 46.2345 Desviación Estándar 3528.63 28.3039 90 % de Probabilidad 2167.07 18.5209 50 % de Probabilidad 4880.50 39.1605 10 % de Probabilidad 11051.00 88.5547 Las limitaciones actuales se enfocan al poco conocimiento del área por lo que dos pozos fueron propuestos a perforar para la toma de información y el seguimiento de los comportamientos dinámicos del yacimiento. Las zonas seleccionadas, figura 10, se encuentran geográficamente localizadas en un área aproximada de 33 km2 de un total de 440 km2.

Interferencia entre pozos a los 60 días

DISEÑO

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Figura 9.- Interferencia Causada por Entrada de Nuevos

Pozos

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Configuración Estructural Kts

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2341

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Figura 10.- Nuevas Localizaciones Propuestas a Desarrollar EVALUACION TECNICA DE YACIMIENTOS El conocimiento del yacimiento donde se pretende realizar un proceso de EOR es el punto más importante para delinear el éxito del proyecto de inyección. Una incorrecta evaluación geológica ha sido al menos una causa parcial del inadecuado desarrollo en algunos proyectos. Una buena caracterización del yacimiento es requerida para comprender el diseño, los gastos de inyección, las saturaciones de aceite residuales, los contactos agua/aceite, la continuidad entre pozos, zonas de pérdida, entre otros factores que pueden afectar la recuperación. Es aceptado que el CO2 en lo general mueve y desplaza aceite, pero necesitamos proveer métodos para controlar los barridos con el fin de mejorar el uso de las propiedades del gas. La geología no cambia, en proyectos donde se tuvo inyección de agua la historia debe ser bien estudiada y evaluada ya que nos proveerá de información valiosa para el análisis de la inyección de CO2. FACTIBILIDAD ECONOMICA PARA LA APLICACIÓN DE CO2 La inyección de CO2 requiere de entre 10 a 40 MMscf/d para cada yacimiento en promedio, algunas veces más. En general, la economía y la

disponibilidad del gas favorecerían el uso. El costo del gas es una variable de mucha importancia, puede variar mucho dependiendo ya sea de tener recursos naturales de CO2 o gas procesado de las industrias o unidades químicas y también del método de transporte y por supuesto de la distancia. Volúmenes enormes tienen que ser transportados en determinados casos cientos de kilómetros hacia los campos productores de aceite. Algunos costos de transporte pueden ser vistos en las figuras 11 y 12, donde se aprecia la diferencia grande que existe entre la entrega por tubería como por camiones o tren, siendo el abastecimiento a través de tuberías el camino más favorable.

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2 a 3 € por tonelada de CO2 por cada 100 km

3 MMton/año en tierra3 MMton/año en el mar10 MMton/año en tierra10 MMton/año en el mar

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Distancia (km) Figura 11.- Costos de Transporte del CO2 en Europa

Figura 12.- Costos de Transporte del CO2 en los EUA

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En EUA, análisis de costos con abasto por tubería han permitido catalogar a los yacimientos en 4 tipos: Yacimientos con Grandes Volúmenes.- Yacimientos con grandes acumulaciones y que se encuentran a una distancia considerable, permiten el abasto a través de tuberías de gran capacidad. Yacimientos Grandes a Pequeños, Cercanos a Tuberías Principales.- Yacimientos que pueden ser abastecidos por líneas a partir de tuberías principales. Yacimientos Grandes a Pequeños, Cercanos a Recursos Naturales.- Yacimientos próximos a recursos naturales donde solamente mínimos cargos de transportación serían requeridos para entregar el gas. Yacimientos Pequeños.- Las alternativas aquí son la construcción de una tubería pequeña o la entrega vía camiones. El campo McElmo Dome produce 300 Bscf por año a través de una tubería que recorre 800 km hasta el Oeste de Texas (otra pequeña fracción es enviada hacia el suroeste de Utah). Otra tubería importante transporta 90 Bscf por año de los campos de Bravo Dome y Sheep Mountain hacia esta misma zona, figura 5. 38 Bscf/año son enviados del campo Big Piney-La Barge hacia los campos Wertz y Rangely a través de una tubería de 180 km y 268 km (19 Bscf cada una), respectivamente, además de ser tirados a la atmósfera cerca de 114 Bscf/año. La Tabla 3 presenta los costos totales calculados para los casos de obtener el gas de recursos naturales o extraerlo de las industrias en los EUA. Altos precios se aprecian al tratar de obtener el CO2 directamente por procesos industriales, donde el precio considerando el transporte, la extracción, la compresión, la operación y el mantenimiento, entre otros factores pueden sobrepasar los $ 4.00 dls por MScf.

Con los precios por encima de los $ 30 dls, las compañías, principalmente en los EUA, están considerando implementar este sistema de recuperación ya que se presenta económico en estos momentos. Están planeados 4 proyectos adicionales en EUA y uno mas en Canadá (solo uno de recuperación no miscible). Algunas veces un proyecto puede ser técnicamente exitoso pero el aspecto económico puede ser no positivo. El 65 % de los proyectos desarrollados han sido exitosos, demostrando así las bondades de este tipo de recuperación, figura 13.

Evaluación de Proyectos de CO 2 a Nivel MundialProceso Miscible

65%4%

19%

12%

Exitosos Desalentadores Prometedores Etapa Temprana de Desarrollo Figura 13.- Evaluación de Proyectos con Inyección de CO2,

Proceso Miscible Si usamos un costo de transporte por camión de $ 2.75 dls/Mscf para el CO2, dos curvas fueron determinadas: una para el gas extraído de manera natural y otra del proceso industrial. Estas curvas, mostradas en la figura 14, indican la combinación del volumen a recuperar y la distancia del medio proveedor de gas hacia el yacimiento potencial. En ambas en clara la tendencia, entre mayor sea el volumen probable a recuperar y la distancia, el uso de una tubería transportadora de gas representa el mayor beneficio económico.

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Figura 14.- Transportación del CO2 en Función de la

Distancia y los Barriles de Aceite a Recuperar PROYECTOS DE RECUPERACION MEJORADA EN MEXICO Como se mencionó anteriormente, en el sureste de México se encuentra en desarrollo la inyección de CO2. Este procedimiento ha resultado exitoso, sin embargo, su aplicación en todo México ha estado limitada por la falta del recurso y los altos costos. A partir del descubrimiento del potencial que existe en la zona noreste del país se han comenzado a desarrollar los primeros estudios para su aplicación en campos maduros cercanos al yacimiento encontrado. A continuación se detallarán algunas posibles aplicaciones: Campo C Se encuentra localizado al noreste de México y se ubica a 75 km aproximadamente del yacimiento de CO2. Se encuentra en producción desde el año 1956. Alcanzó una producción máxima de 26 000 barriles de aceite por día. En el año 1970 comienza la inyección de agua y actualmente produce alrededor de 11 000 b/d. El factor de recuperación total alcanza el valor de 14.6 %. Las primeras evaluaciones realizadas sobre un área piloto arroja que los pozos cercanos y vecinos al pozo inyector observan disminución de la viscosidad y de la

densidad del aceite, lo que resulta de los gastos de inyección y de la presión de miscibilidad calculada para el aceite (18 oAPI), figura 15. El análisis con procedimientos de fase miscible y no miscible dieron recuperaciones máximas calculadas de 3.6 % y 0.23 % del aceite remanente, lo que se traduciría en un volumen adicional de 32 MMSTBL. La meta para un proyecto a gran escala es alcanzar 20 000 b/d (40 MMscf/d de inyección, aproximadamente). La implementación del programa piloto permitirá conocer con mayor precisión algunos parámetros que aún pueden mejorar los procedimientos. El redireccionamiento de la inyección de agua y el programa de inyección de gas permitirán alcanzar una recuperación, con los cálculos preliminares, de 21.6 %. Campo D Situado aproximadamente a 400 km del yacimiento de CO2. Siendo un yacimiento con un modelo de deposito de tipo abanicos submarinos, presenta enorme heterogeneidad entre cada cuerpo. Las características de los fluidos de la formación lo han hecho un candidato idóneo para ser estudiado bajo el proceso de desplazamiento miscible. Productor desde el año 1977 apenas sobrepasa el 3 % de recuperación. La figura 16 muestra las predicciones realizadas a un cierto tiempo y con diferentes escenarios de desarrollo. De estos se observa que la mejor recuperación se obtendrá con la inyección de gas. Los factores finales de recuperación sobrepasan el 16 %. Análisis Económico Contando con el recurso natural y tomando como valores comparativos la tabla 3 y la figura 14: Campo C: Con un volumen esperado adicional de 32 MMbl y una distancia aproximada de 75 km (47 millas) del yacimiento de CO2. El proyecto es económico con el uso de una tubería. Los costos aproximados serían para abastecer a todo el yacimiento de 40 MMscf/d de $ 0.34 dls/MMscf.

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Campo D: Con un volumen adicional a recuperar de 15 MMbl y una distancia al recurso natural de 400 km (250 millas) el proyecto sería económico con la utilización de una tubería principal. El costo aproximado es de $ 0.48 dls/Mscf. Debemos hacer notar que la propuesta plantea una tubería con capacidad de 200 MMscf/d para poder abastecer diversos campos que se encuentran a lo largo del trayecto, lo que representa un aprovechamiento del recurso y una disminución considerable en costos.

Pozo Inyector

Pozo Inyector

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Pozo Inyector

Pozo Inyector

Pozo Inyector

Figura 15.- Disminución de la Viscosidad al Inyectar el Gas,

Campo C La experiencia en diversos yacimientos ha demostrado que se necesitan entre 5 y 10 Mscf por barril que se desee obtener, ello permite entonces suponer que para el Campo C con un precio total de 0.34 dls/Mscf y con un volumen estimado de 7 Mscf por barril a recuperar, el precio es de $ 2.38 dls/bl. En el Caso del Campo D tendremos $ 3.36 dls por barril, significa en pocas palabras que al precio de extracción se le agregará estos valores calculados. CONCLUSIONES Los métodos de desplazamiento miscible representan importantes factores de recuperación adicional, el 65 % de los proyectos con gas miscible fueron exitosos.

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TIEMPO

Qo

[M B

PD]

Agot. nat.c/11 pozos adic. Agot. nat.c/50 pozos adic.Iny. 5 MMPCD CO2 c/50 pozos adic. Iny. 6 MBPD agua c/50 pozos adic.

Frn= 11.6 %

Frw= 13.7 %

Frg= 16.7 %

0

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TIEMPO

Qo

[M B

PD]

Agot. nat.c/11 pozos adic. Agot. nat.c/50 pozos adic.Iny. 5 MMPCD CO2 c/50 pozos adic. Iny. 6 MBPD agua c/50 pozos adic.

Frn= 11.6 %

Frw= 13.7 %

Frg= 16.7 %

Figura 16.- Predicciones con Diferentes Esquemas de

Desarrollo, Campo D

0

10

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30

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Np

[MM

Bls

]

Agot. Nat. c/11 pozos adic. Agot. Nat. c/50 pozos adic. iny. de CO2 c/50 pozos adic. Iny. de Agua c/50 pozos adic.

Figura 17.- Volúmenes Adicionales a Partir de los Esquemas de Desarrollo, Campo D

El uso a nivel mundial del CO2 como mecanismo de energía adicional se encuentra en un crecimiento continuo, por lo que las técnicas de aplicación cada vez son más conocidas. La disponibilidad del recurso representa una importante disminución en el costo total por Mscf transportado. Diversos estudios muestran que un mejor conocimiento del modelo geológico permite tener mejores resultados. El yacimiento mas importante hasta ahora encontrado en México oscila entre 5 y 10 Tscf, lo que permitiría disponer de un recurso que ayudaría a incrementar las producciones de aceite en los campos maduros de la zona norte de México.

10

La necesidad de estudiar nuevos procedimientos de recuperación en México debe ser ya una realidad, por lo que el aprovechamiento de sus recursos naturales de CO2 pondrá en evidencia la factibilidad económica de su uso y aplicación. El costo del desarrollo del campo B, representará solo un pequeño apartado del total de costos por abastecimiento del gas. Los cálculos aquí presentados han tomado como base los valores que se tienen en los principales desarrollos encontrados en los EUA. REFERENCIAS. “Reingeniería de los Proyectos de Inyección de Agua y Diseño de Nuevos Proyectos de Recuperación Secundaria y Mejorada en la Región Norte”, Comesa/PEP, Reporte Interno, 2004. Moritis Guntis: “EOR Continues to Unlock Oil Resources”, Oil and Gas Journal, week of April 12, 2004, 45-65. Friedman Barry M., Wissbaum Richard J. y Anderson Shaun P.: “Various Recovery Processes Supply CO2 for EOR Projects”, Oil and Gas Journal, week of August 23, 2004, 37-43. Grigg Reid B.: “Improving CO2 Efficiency for Recovering Oil Heterogeneous Reservoirs“, Final Report, DOE Contract No. DE-F626-01BC15364, October 31, 2003. “Enhanced Oil Recovery Potential in the United States”, Office of Technology Assessments, Library of Congress Catalog Card Number 77-600063, January, 1978. Stevens S., Kuuskraa V. y O´Donnell J.: “Enhanced Oil Recovery Scoping Study”, EPRI, Palo Alto, CA:1999, TR 113836. Allis R., Chidsey T., Gwynn W. y Morgan C.: “Natural CO2 on the Plateau and Southern Rocky

Mountains: Candidates for CO2 Sequestration”, Utah Geological Survey, 2003. Popp V. V., Marinescu M.y Manoiu D.:“Possibilities of Energy Recovery from CO2 Reservoirs”, SPE 48925, New Orleans, Louisiana, 27-30 September 1998. Martin F. David, Taber J. J.: “Carbon Dioxide Flooding”, SPE 23564, April 1992. Doleschall S., Szittar A. y Udvardi G.: “Review of the Years Experience of the CO2 Imported Oil Recovery Prpjects in Hungary”, SPE 22362, Beijing, China, 24-27 March 1992. Hunter J. K. y Bryan L. A.: “LaBarge Project: Availability of CO2 for Tertiary Projects”, SPE 15160, Billings, MT, 19-21 May 1986. Murtada H., Hofling B.: “Carbon Dioxide-A Mobilizing Agent for Heavy-Oil Recovery”. Nomenclatura CO2, Bióxido de Carbono MOD, Materia Orgánica Dispersa EOR, Recuperación Mejorada o Terciaria EUA, Estados Unidos de América SCGIIP, Volumen Original de Gas a Condiciones

Atmosféricas STOIIP, Volumen Original de Aceite a Condiciones

Atmosféricas Mscf, Miles de Pies Cúbicos de Gas a Condiciones

Atmosféricas (1 x 103) MMscf, Millones de Pies Cúbicos de Gas a

Condiciones Atmosféricas (1x 106) Bscf, Billones de Pies Cúbicos de Gas a

Condiciones Atmosféricas (1 x 109) Tscf, Trillones de Pies Cúbicos de Gas a

Condiciones Atmosféricas (1 x 1012) d, Día BL, Barriles MMSTBL, Millones de Barriles de Aceite a

Condiciones Atmosféricas (1 x 106) dls, Dólares Americanos km, Kilómetros

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Tabla 2.- Datos, Características y Propiedades de los Yacimientos de CO2 en el Mundo

PaísCampo Farnham Dome Utah Big Piney-La Barge McElmo Dome Sheep Mountain Bravo Dome SpringervilleFormacion - Madison White Rim Moenkopi Cedar Mesa Toroweap White Rim Kaibab Timpoweap Shinarump - - - -Descubrimiento 1931 1963 - 1947 1960 - - - - - 1948 - 1916 1959Cierre 1972 - - - - - - - - - - - - -

Area (Km2) 10 3500 34 34 150 150 150 150 150 150 800 20 2000 25Profundidad promedio (m) 900 4500 3900 3340 960 787 787 720 691 418 2100 1500 700 600

Litologia Arenisca Dolomita Arenisca Caliza AreniscaDolomita con

intercalaciones de arenisca y lutita

Arenisca Caliza y Dolomita Caliza y Dolomita con intercalaciones de siltstone Arenisca Dolomita Arenisca Arenisca Variable

Espesor bruto (m) 100 - - - - - - - - - 90 150 - 100Espesor neto (m) 12 136 150-200 15-18 387 120 120 85 25 69 21 - 30 -Porosidad (%) 12 6-12 8-12 6 12-16 6-8 6-8 6-8 4-5 4-8 3-20 - 20 20Presion (Kg/cm2) - - - - - - - -Temperatura (oC) - - - - - - - -Permeabilidad (mD) - - - - 23 - 42 100

Produccion inicial (MMscf/d) - 40 - - - - 2.7 2.5Produccion actual (Bscf/año) - 152 - - 220-315 57-70 120-133 -Produccion Acumulada (Bscf) 4.8 1700 - - 3300 1200 1900 -Reserva (Tscf) - 134 - 0.14 17 2.5 16 -

CO2 (%) 98.9 66-90 98.82 99.5 98.2 97 99 90Metano (%) - 22 0.14 0.1 0.2 1.7 - -N2 (%) 0.9 7 1.03 - 1.6 0.6 - 5-10H2S (%) - 4.5 - - - - - -

0.40-0.70

Estados Unidos

2.5-5.0-

--

Gordon Creek Escalante

-

124

-1.5-4

93.1-96.1

-

País Rumania HungriaCampo - Budafa Campo A Campo BFormacion - - - Tamaulipas SuperiorDescubrimiento 1943 1968 1980 1915Cierre - - - -

Area (Km2) - - 12 400Profundidad promedio (m) 2400-2959 3200-3400 3028 920Litologia - - Caliza CalizaEspesor bruto (m) - - - -Espesor neto (m) - - 58 50Porosidad (%) - - 6 8-12Presion (Kg/cm2) 306-357 340 349 108Temperatura (oC) 125-159 164 104 53Permeabilidad (mD) - 25 8.2

Produccion inicial (MMscf/d) - 35 1 2.3-5Produccion actual (Bscf/año) - - 20.8 1.2Produccion Acumulada (Bscf) - - 335 5.1Reserva (Tscf) 0.6 0.69 5.8-10.2

CO2 (%) 99 80.96 59-80 92.19Metano (%) 0.4 15.47 7-30 5.5N2 (%) 0.1 1.9 0.38-9.72 1.1H2S (%) - 0.3 0.031-1.55 -

Mexico

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Tabla 3.- Costos Totales por Mscf de CO2

Capacidad de la Tubería (MMscf/d)

Distancia (Millas)

Costos de Transporte (Dólares)

Costos de Operación (Dólares)

Compra del CO 2

de Recusos Naturales (Dólares)

Costo de Extracción del CO 2 de las Industrias

(Dólares)

Otros Costos de las Industrias (Dólares)

Costo Total de Recursos Naturales

(Dólares)

Costo Total de Industrias (Dólares)

100 0.06 0.24 0.22 0.9 0.3 0.52 1.5200 0.12 0.24 0.22 0.9 0.3 0.58 1.56300 0.18 0.24 0.22 0.9 0.3 0.64 1.62400 0.24 0.24 0.22 0.9 0.3 0.7 1.68

100 0.08 0.24 0.22 0.9 0.3 0.54 1.52200 0.16 0.24 0.22 0.9 0.3 0.62 1.6300 0.24 0.24 0.22 0.9 0.3 0.7 1.68400 0.32 0.24 0.22 0.9 0.3 0.78 1.76

100 0.12 0.24 0.22 0.9 0.57 0.58 1.83200 0.24 0.24 0.22 0.9 0.57 0.7 1.95300 0.36 0.24 0.22 0.9 0.57 0.82 2.07400 0.48 0.24 0.22 0.9 0.57 0.94 2.19

50 0.1 0.24 0.22 0.9 0.9 0.56 2.14100 0.21 0.24 0.22 0.9 0.9 0.67 2.25200 0.42 0.24 0.22 0.9 0.9 0.88 2.46300 0.63 0.24 0.22 0.9 0.9 1.09 2.67400 0.84 0.24 0.22 0.9 0.9 1.3 2.88

50 0.19 0.24 0.22 0.9 0.9 0.65 2.23100 0.38 0.24 0.22 0.9 0.9 0.84 2.42200 0.76 0.24 0.22 0.9 0.9 1.22 2.8300 1.14 0.24 0.22 0.9 0.9 1.6 3.18

50 0.45 0.24 0.22 0.9 0.88 0.91 2.47100 0.9 0.24 0.22 0.9 0.88 1.36 2.92200 1.8 0.24 0.22 0.9 0.88 2.26 3.82

50 0.88 0.24 0.22 0.9 - 1.34 2.02100 1.76 0.24 0.22 0.9 - 2.22 2.9200 3.52 0.24 0.22 0.9 - 3.98 4.66

25

10

5

300

200

100

50