Logo Studenta

ANALISIS-TECNOLOGICO-SOBRE-PROCESOS-DE-RECUPERACION-MEJORADA-DE-HIDROCARBUROS

¡Este material tiene más páginas!

Vista previa del material en texto

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDUSTRIAS 
EXTRACTIVAS 
“ANÁLISIS TECNOLÓGICO SOBRE PROCESOS DE 
RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS 
(ENHANCED OIL RECOVERY): SISTEMAS CO2-N2”. 
T E S I S P R O F E S I O N A L 
QUE PARA OBENER EL TÍTULO DE: 
INGENIERO QUÍMICO PETROLERO 
P R E S E N T A : 
G A B R I E L A R E Y E S G O N Z Á L E Z 
ASESORA: DRA. VERÓNICA GONZÁLEZ PEÑA 
MÉXICO, D.F. 2011 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA QUÍMICA EINDUSTRIAS EXTRACTIVAS 
DEPARTAMENTO DE EVALUACiÓN Y SEGUIMIENTO ACADÉMICO 
SECRETARIA
 
DE
 
EDUCACION PUBLICA
 
T·147·10. 
México, D. F., a 21 de septiembre del 2010. 
A la C. Pasante. Boleta: Carrera: Generación: 
GABRIELA REYES GONZÁLEZ 2006320520 IQP 2005-2009 
Av. Juárez # 44 
San Mateo Tecoloapan 
Atizapan de Zaragoza 
Estado de México 
C.P. 52920 
Mediante el presente se hace de su conocimiento que este Departamento acepta que la C. 
Dra. Verónica González Peña, sea orientadora en el Tema que propone usted desarrollar como 
prueba escrita en la opción Tesis Individual, con el título y contenido siguiente: 
"Análisis Tecnológico sobre Procesos de Recuperación Mejorada de Hidrocarburos 
(Enhanced Oi/ Recovery): Sistemas CO2- N/'. 
Resumen. 
Introducción. 
1.- Proceso de inyección de dióxido de carbono. 
11.- Revisión del estado del arte de tecnologías 
para inyección de CO2-N2 en la recuperación 
mejorada de hidrocarburos. 
111.- Análisis de resultados. 
Conclusiones. 
Bibliografía. 
¡na. esa Quevedo Saines 
Jefa del Opto. de Evaluación y 
Seguimiento Académico 
·Se conced u 
por el Jurado asign 
I~zo máximo de un año, a partir de esta fecha, para presentarl 
~.-V\"b.uJ Ce. 
Dra. Verónica Gonz' n 
Profesor Asesora oDirectora 
Cedo Prof. 2291631 
c. C. p.- Control Escolar. 
\),,\DOS Al 
¡O'J ~\ INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
~ ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA QUÍMICA EINDUSTRIAS EXTRACTIVAS . 
DEPARTAMENTO DE EVALUACiÓN Y SEGUIMIENTO ACADEMIC 
SECRETARIA
 
DE
 
EDUCACION PUBLICA
 
T·147·10 
México, D. F., a 17 de marzo de 2011. 
A la C. Pasante: Boleta: Carrera: Generación: 
GABRIELA REYES GONZÁLEZ 2006320520 IQP 2005·2009 
Presente 
Los suscritos tenemos el agrado de informar a Usted, que habiendo procedido a revisar el 
borrador de la modalidad de titulación correspondiente, denominado: 
"Análisis Tecnológicos sobre Procesos de Recuperación Mejorada de Hidrocarburos 
(Enhanced Oil Recovery): Sistema COrN2". 
encontramos que el citado Trabajo de TESIS INDIVIDUAL reúne los requisitos para autorizar el 
Examen Profesional y PROCEDER A SU IMPRESIÓN según el caso, debiendo tomar en 
consideración las indicaciones y correcciones que al respecto se le hicieron. 
Atentamente 
JURADO 
Dra. G alupe Silva O/iver 
Presidente 
( '<;¡ , 
'(),)I\O)-U O>­
Dra. Verónic;áa'~@eif3efu~ Dr.&:Minero 
~ cal Secretario 
c.c.p.- Expediente 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
����
�������	
	���
��������	
	���
��������	
	���
��������	
	���
�����
����
	���	���
��
�	����	�
����	
���	���	���
��
�	����	�
����	
���	���	���
��
�	����	�
����	
���	���	���
��
�	����	�
����	
�������
����
������������������� 	���������� !���"������������#��������������$�����%!��������������������� 	���������� !���"������������#��������������$�����%!��������������������� 	���������� !���"������������#��������������$�����%!��������������������� 	���������� !���"������������#��������������$�����%!��
��� ��� ��&���'� ��� �$��"���� �� �!�$���$� ���(�$���$� ���� ��� ����� ����"�"�)�� ������ ��� ��&���'� ��� �$��"���� �� �!�$���$� ���(�$���$� ���� ��� ����� ����"�"�)�� ������ ��� ��&���'� ��� �$��"���� �� �!�$���$� ���(�$���$� ���� ��� ����� ����"�"�)�� ������ ��� ��&���'� ��� �$��"���� �� �!�$���$� ���(�$���$� ���� ��� ����� ����"�"�)�� ���
�!�$������$�*��+�,�!�$������$�*��+�,�!�$������$�*��+�,�!�$������$�*��+�,����
����
��������,���������,���������,���������,��!����!���!����!���!����!���!����!���������-��������+"��������-��������+"��������-��������+"��������-��������+"��������#��#�"��$�.�����������&���"�)��������#��#�"��$�.�����������&���"�)��������#��#�"��$�.�����������&���"�)��������#��#�"��$�.�����������&���"�)�����
�$�����$�$�#���%!����"��������������"�)��#���$�����(���"����������$����#�"��$��$�����$�$�#���%!����"��������������"�)��#���$�����(���"����������$����#�"��$��$�����$�$�#���%!����"��������������"�)��#���$�����(���"����������$����#�"��$��$�����$�$�#���%!����"��������������"�)��#���$�����(���"����������$����#�"��$�
%!�� "��� $!� ���!�� ��&��� "���� .�(�� ���� ������������� 	���������� !���"��%!�� "��� $!� ���!�� ��&��� "���� .�(�� ���� ������������� 	���������� !���"��%!�� "��� $!� ���!�� ��&��� "���� .�(�� ���� ������������� 	���������� !���"��%!�� "��� $!� ���!�� ��&��� "���� .�(�� ���� ������������� 	���������� !���"��
����������/�������������-�����"�&�,�����������/�������������-�����"�&�,�����������/�������������-�����"�&�,�����������/�������������-�����"�&�,�����
����
�����,�0�������1�"/�+�
����������������,�0�������1�"/�+�
����������������,�0�������1�"/�+�
����������������,�0�������1�"/�+�
�������������$���$�*��+�$�#���$�"��$�.�$�%!�����/����$���$�*��+�$�#���$�"��$�.�$�%!�����/����$���$�*��+�$�#���$�"��$�.�$�%!�����/����$���$�*��+�$�#���$�"��$�.�$�%!�����/��
����,����,����,����,����
����
����
����
����
����
����
����
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
����
	���	���
�
�2	���
���������3��
	���	���
�
�2	���
���������3��
	���	���
�
�2	���
���������3��
	���	���
�
�2	���
���������3��
����
����
��������,�4��)��"�����+1��+���*��������&����!.��'���������#�!���.����������������,�4��)��"�����+1��+���*��������&����!.��'���������#�!���.����������������,�4��)��"�����+1��+���*��������&����!.��'���������#�!���.����������������,�4��)��"�����+1��+���*��������&����!.��'���������#�!���.��������
$��!��,� ��� �!#� �$��"���� ������"�������� ���� ����$� ��$� ��$�*��+�$�$��!��,� ��� �!#� �$��"���� ������"�������� ���� ����$� ��$� ��$�*��+�$�$��!��,� ��� �!#� �$��"���� ������"�������� ���� ����$� ��$� ��$�*��+�$�$��!��,� ��� �!#� �$��"���� ������"�������� ���� ����$� ��$� ��$�*��+�$�
����$������$'�������#�'� ���"��(�����$������$'�������#�'� ���"��(�����$������$'�������#�'� ���"��(�����$������$'�������#�'� ���"��(���+��#�$�&�������������"���"���%!����$�/����+��#�$�&�������������"���"���%!����$�/����+��#�$�&�������������"���"���%!����$�/����+��#�$�&�������������"���"���%!����$�/��
������,������,������,������,����
����
,� ��� �,� ���!��� �����$� �����*�� ���� ����� ��� ���#�� #� ��$� "��$�.�$'� ����
,� ��� �,� ���!��� �����$� �����*�� ���� ����� ��� ���#�� #� ��$� "��$�.�$'� ����
,� ��� �,� ���!��� �����$� �����*�� ���� ����� ��� ���#�� #� ��$� "��$�.�$'� ����
,� ��� �,� ���!��� �����$� �����*�� ���� ����� ��� ���#�� #� ��$� "��$�.�$'� ����
��.����$� ��-����� �!� �$��"��� ��� ���&�.�� #� ���� ����� ��� "��(���+�� %!�� ��$���.����$� ��-����� �!� �$��"��� ��� ���&�.�� #� ���� ����� ��� "��(���+�� %!�� ��$���.����$� ��-����� �!� �$��"��� ��� ���&�.�� #� ���� ����� ��� "��(���+�� %!�� ��$���.����$� ��-����� �!� �$��"��� ��� ���&�.�� #� ���� ����� ��� "��(���+�� %!�� ��$�
&�����$,&�����$,&�����$,&�����$,����
����
��������,�
����������������$� .�(����������������������"��������,�
����������������$� .�(����������������������"��������,�
����������������$� .�(����������������������"��������,�
����������������$� .�(����������������������"���"����+�"�)��������"����+�"�)��������"����+�"�)��������"����+�"�)�����
���������$�����$!�����������#�,���������$�����$!�����������#�,���������$�����$!�����������#�,���������$�����$!�����������#�,����
����
������+"��������������������$�����������5�&�����"������$!�����"������&���������+"��������������������$�����������5�&�����"������$!�����"������&���������+"��������������������$�����������5�&�����"������$!�����"������&���������+"��������������������$�����������5�&�����"������$!�����"������&������$��-�"��,����$��-�"��,����$��-�"��,����$��-�"��,�����
����
������+"�� ��� ������������ ���� ��������� ��� ��������� ��� �6�����"�)�� #�������+"�� ��� ������������ ���� ��������� ��� ��������� ��� �6�����"�)�� #�������+"�� ��� ������������ ���� ��������� ��� ��������� ��� �6�����"�)�� #�������+"�� ��� ������������ ���� ��������� ��� ��������� ��� �6�����"�)�� #�
�6�����"�)�'���,�7�$8�
��!������.���$���$/���6�����"�)�'���,�7�$8�
��!������.���$���$/���6�����"�)�'���,�7�$8�
��!������.���$���$/���6�����"�)�'���,�7�$8�
��!������.���$���$/������
����
����
����
����
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
����
0�������#������$0�������#������$0�������#������$0�������#������$����
����
����$� �����$�������������+1��+�#�
"��-�������#�$� ���"��$� ���� ��� ���������$� �����$�������������+1��+�#�
"��-�������#�$� ���"��$� ���� ��� ���������$� �����$�������������+1��+�#�
"��-�������#�$� ���"��$� ���� ��� ���������$� �����$�������������+1��+�#�
"��-�������#�$� ���"��$� ���� ��� �����
�$(!��+�� %!�� /��� /�"/�� ����� %!�� #�� ������ !��� ����� ��$� ��� ��� -���'��$(!��+�� %!�� /��� /�"/�� ����� %!�� #�� ������ !��� ����� ��$� ��� ��� -���'��$(!��+�� %!�� /��� /�"/�� ����� %!�� #�� ������ !��� ����� ��$� ��� ��� -���'��$(!��+�� %!�� /��� /�"/�� ����� %!�� #�� ������ !��� ����� ��$� ��� ��� -���'�
���"��$� ���� ��� "���*�'� ��$� "��$�.�$'� ��$� �����"�$'� ����*�$� #� ��� ������� %!�����"��$� ���� ��� "���*�'� ��$� "��$�.�$'� ��$� �����"�$'� ����*�$� #� ��� ������� %!�����"��$� ���� ��� "���*�'� ��$� "��$�.�$'� ��$� �����"�$'� ����*�$� #� ��� ������� %!�����"��$� ���� ��� "���*�'� ��$� "��$�.�$'� ��$� �����"�$'� ����*�$� #� ��� ������� %!��
����"��� ��� ����'���� /���/�"/����"��� ��� ����'���� /���/�"/����"��� ��� ����'���� /���/�"/����"��� ��� ����'���� /���/�"/�� ��$���$�&��,����� ���������%!�� ���!�$������� ��$���$�&��,����� ���������%!�� ���!�$������� ��$���$�&��,����� ���������%!�� ���!�$������� ��$���$�&��,����� ���������%!�� ���!�$�����
-���,-���,-���,-���,����
�� 5���#� ���� $!� �"���!�� ��$���-�� ����� ��� -���'� ���� %!�� $������� �$��$� ������� 5���#� ���� $!� �"���!�� ��$���-�� ����� ��� -���'� ���� %!�� $������� �$��$� ������� 5���#� ���� $!� �"���!�� ��$���-�� ����� ��� -���'� ���� %!�� $������� �$��$� ������� 5���#� ���� $!� �"���!�� ��$���-�� ����� ��� -���'� ���� %!�� $������� �$��$� �����
�$"!"/����� #� ������ !�� "��$�.�'� ���"��$� /������,� 9� ���"��$� ���� ��$��$"!"/����� #� ������ !�� "��$�.�'� ���"��$� /������,� 9� ���"��$� ���� ��$��$"!"/����� #� ������ !�� "��$�.�'� ���"��$� /������,� 9� ���"��$� ���� ��$��$"!"/����� #� ������ !�� "��$�.�'� ���"��$� /������,� 9� ���"��$� ���� ��$�
$�&������$� %!�� ��� /�$� ����:� ���#'� ���6'� ;��#'� ������� #� ��$� ���1$�$�&������$� %!�� ��� /�$� ����:� ���#'� ���6'� ;��#'� ������� #� ��$� ���1$�$�&������$� %!�� ��� /�$� ����:� ���#'� ���6'� ;��#'� ������� #� ��$� ���1$�$�&������$� %!�� ��� /�$� ����:� ���#'� ���6'� ;��#'� ������� #� ��$� ���1$�
��!��!��!��!���<�$�%!��$���"!�!���,���<�$�%!��$���"!�!���,���<�$�%!��$���"!�!���,���<�$�%!��$���"!�!���,����
��
�������#������"!*����7!�������������$����(������������������(������'���
�������#������"!*����7!�������������$����(������������������(������'���
�������#������"!*����7!�������������$����(������������������(������'���
�������#������"!*����7!�������������$����(������������������(������'�
"����%!�����$�&���������%!��$�������'����"��$����������������#��#�"���*�'�"����%!�����$�&���������%!��$�������'����"��$����������������#��#�"���*�'�"����%!�����$�&���������%!��$�������'����"��$����������������#��#�"���*�'�"����%!�����$�&���������%!��$�������'����"��$����������������#��#�"���*�'�����
�.��#�
�������������%!��"���$!$���$���$���������������������"�$��"!�����
�.��#�
�������������%!��"���$!$���$���$���������������������"�$��"!�����
�.��#�
�������������%!��"���$!$���$���$���������������������"�$��"!�����
�.��#�
�������������%!��"���$!$���$���$���������������������"�$��"!�����
-������-�$��-������-�$��-������-�$��-������-�$�����!�%!����-�"�$�$!$����-�$!����$��������!�������$�$�����,���$����!�%!����-�"�$�$!$����-�$!����$��������!�������$�$�����,���$����!�%!����-�"�$�$!$����-�$!����$��������!�������$�$�����,���$����!�%!����-�"�$�$!$����-�$!����$��������!�������$�$�����,���$�
%!�����/���!���$===����%!�����/���!���$===����%!�����/���!���$===����%!�����/���!���$===��������
�����/�������
���������������"���*��#�"�����$�)�'�����%!��"���$!��!�+!��������/�������
���������������"���*��#�"�����$�)�'�����%!��"���$!��!�+!��������/�������
���������������"���*��#�"�����$�)�'�����%!��"���$!��!�+!��������/�������
���������������"���*��#�"�����$�)�'�����%!��"���$!��!�+!���
������!��������������(������,������!��������������(������,������!��������������(������,������!��������������(������,����
����$������$'�7�<�'�7�$�'�
�����'���>�'���&#����$������$'�7�<�'�7�$�'�
�����'���>�'���&#����$������$'�7�<�'�7�$�'�
�����'���>�'���&#����$������$'�7�<�'�7�$�'�
�����'���>�'���&#'��7����'�
���&��'� � 7����'�
���&��'� � 7����'�
���&��'� � 7����'�
���&������#���#���#���#�����$���$���$���$���$���$���$���$�
���$���$�%!��/���(�������������������-����������+"�����$���$�%!��/���(�������������������-����������+"�����$���$�%!��/���(�������������������-����������+"�����$���$�%!��/���(�������������������-����������+"��������#�'���$�"��"�.�$�������#�'���$�"��"�.�$�������#�'���$�"��"�.�$�������#�'���$�"��"�.�$�
#�#�#�#�����$���$��-���!��$�%!��/���$�-�-����.!���$,����$���$��-���!��$�%!��/���$�-�-����.!���$,����$���$��-���!��$�%!��/���$�-�-����.!���$,����$���$��-���!��$�%!��/���$�-�-����.!���$,����
��#����"��$������$���������$���$�&����"����$���"�&���$�#�������������������#����"��$������$���������$���$�&����"����$���"�&���$�#�������������������#����"��$������$���������$���$�&����"����$���"�&���$�#�������������������#����"��$������$���������$���$�&����"����$���"�&���$�#�����������������
"��������"��������"��������"��������"����!������"����!������"����!������"����!�������$��$����$���$�$��$����$���$�$��$����$���$�$��$����$���$''''����%!��8���%!��8���%!��8���%!��8�������$�&����$�&����$�&����$�&����������������$������$������$������$������,,,,�
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
I 
 
ÍNDICE 
 
Pág. 
LISTA DE TABLAS III 
LISTA DE FIGURAS IV
ABREVIATURAS V
 
RESUMEN 1 
INTRODUCCIÓN 2 
OBJETIVOS 3 
 
CAPÍTULO I. PROCESO DE INYECCIÓN DE DIÓXIDO DE CARBONO 
 
1.1. Fundamentos: Métodos para la recuperación mejorada de hidrocarburos 4 
1.1.1. Procesos químicos 4 
1.1.1.1. Procesos de inyección de disoluciones cáusticas 4 
1.1.1.2. Procesos de inyección de disoluciones poliméricas 5
1.1.1.3. Procesos de inyección de disoluciones micelares y poliméricas 6 
1.1.2. Procesos térmicos 8 
1.1.2.1. Proceso de inyección de vapor 8 
1.1.2.2. Combustión in situ 9 
1.1.3. Procesos de inyección de hidrocarburos miscibles 11
1.1.3.1. Proceso de inyección de baches o lotes miscibles de gas licuado de 
petróleo (LPG) 11 
1.1.3.2. Proceso de inyección de gas miscible enriquecido 12
1.1.4. Proceso de inyección de gas inerte a alta presión 13 
1.1.4.1. Inyección de nitrógeno 15 
1.1.4.2. Inyección de dióxido de carbono 16 
1.2. Criterios para la aplicación de la inyección de dióxido de carbono 17 
1.3. Ventajas y desventajas del proceso de inyección de CO2 18 
1.4. Fuentes de dióxido de carbono 19
1.5. Mecanismos de desplazamiento: CO2 y agua 19 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
II 
 
Pág. 
 
CAPÍTULO II. REVISIÓN DEL ESTADO DEL ARTE DE LAS TECNOLOGÍAS PARA 
INYECCIÓN DE CO2-N2 EN LA RECUPERACIÓN MEJORADA 
 
2.1. Antecedentesde sistemas de inyección CO2-N2 23 
2.2. Herramientas y estrategia de búsqueda empleadas para la revisión del Estado del 
Arte 24 
 
CAPÍTULO III. ANÁLISIS DE RESULTADOS 
 
3.1. Patente EP 1,258,595 (A2) 26 
3.2. Patente US 4,593,761 (A) 29 
3.3. Patente US 4,557,330 (A) 30 
3.4. Patente US 4,635,721 (A) 32 
 
CONCLUSIONES 35 
REFERENCIAS BIBLIOGRAFÍCAS 36 
ANEXO I 38 
ANEXO II 42 
GLOSARIO 49 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
III 
 
LISTA DE TABLAS 
 
Tabla 1. Recuperación mejorada de aceite usando procesos químicos� 7 
Tabla 2. � Recuperación mejorada de aceite usando procesos térmicos 10 
Tabla 3. Recuperación mejorada de aceite por métodos con disolvente 12 
Tabla 4. Algunos criterios de selección para la aplicación de métodos de EOR 15 
Tabla 5. Correlación entre la densidad API del aceite y la presión de miscibilidad del CO2 16 
Tabla 6. 
Corrección entre la temperatura del yacimiento y la presión adicional a ejercer 
para la miscibilidad 
16 
Tabla 7. Tabla de precios de CO2 en México (Junio/2009) 17 
Tabla 8. 
Resultados de la búsqueda de patentes para un proceso de recuperación 
mejorada de crudo por inyección de CO2 
21 
Tabla 9. 
Resultado de la búsqueda en QPAT™ por CIP usando descriptores relacionados 
con carbon oxide 
22 
Tabla 10. 
Patentes que ejemplifican y/o reivindican los sistemas de inyección simultánea 
CO2+N2 para recuperación mejorada de hidrocarburos, agrupadas por sistema 
22 
Tabla 11. Ficha bibliográfica de la patente EP 1,258,595 (A2)� 23 
Tabla 12. 
Fichas bibliográficas de las patentes de BOC Group Inc. relacionadas con la 
recuperación mejorada de hidrocarburos 
23 
Tabla 12. 
(Continuación) Fichas bibliográficas de las patentes de BOC Group Inc. 
relacionadas con la recuperación mejorada de hidrocarburos 
24 
Tabla 13. Estatus legal de la patente EP 1,258,595 25 
Tabla 14. Ficha bibliográfica de la patente US 4,593,761 26 
Tabla 15. Ficha bibliográfica de la patente US 4,557,330 (A) 27 
Tabla 16. Patentes publicadas por el inventor Fussell Delbert D. 27 
Tabla 17. Patentes publicadas por el inventor Yellig William Francis Jr. 28 
Tabla 18. Lista de documentos de la familia US 4,557,330 (A) 28 
Tabla 19. Lista de documentos que citan la patente US 4,557,330 (A) 29 
Tabla 20. Ficha bibliográfica de la patente US 4,635,721 (A) 29 
Tabla 21. Patentes publicadas por Chaback Joseph J. 30 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
IV 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
Figura 1. Gráfico de evolución de las reservas al 1 de enero de cada año 2 
Figura 2. Proceso de inyección de disoluciones cáusticas 4 
Figura 3. Proceso de inyección de disoluciones poliméricas 5 
Figura 4. Proceso de inyección de disoluciones micelares y poliméricas. 6 
Figura 5. Proceso de inyección de vapor 8 
Figura 6. Proceso de combustión in situ 9 
Figura 7. Proceso de inyección de gas licuado de petróleo (LPG) 10 
Figura 8. Proceso de inyección de gas miscible enriquecido 11 
Figura 9. Proceso de inyección de gas inerte a alta presión 12 
Figura 10. Esquema del proceso de inundación con agua carbonatada (Oil Recovery 
Systems CO2, ORCO) 
18 
Figura 11. Esquema del proceso de inyección de un bache de CO2 y agua de empuje 18 
Figura 12. Esquema del proceso de inyección alterna de CO2 y agua (Water Alternate Gas, 
WAG) 
19 
Figura 13. Esquema del proceso de inyección simultánea de CO2 y agua 19 
Figura 14. Esquema de producción de aceite por inyección de fluidos en un casquete de 
gas 
21 
Figura 15. Patentes de Texaco para una CIP dada (21de diciembre de 2010) 27 
�
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
V 
 
ABREVIATURAS 
 
 Descripción 
ANSI American National Standards Institute 
API American Petroleum Institute 
ASME American Society of Mechanical Engineers 
ASTM American Society for Testing and Materials 
GOGD Gas Oil Gravity Drainage 
GSC Gas at Surface Conditions 
HCPV Hydrocarbon Pore Volume 
IFT Interfacial Tension 
IPC International Patent Classification 
LPG Liquified Petroleum Gas (C3 + C4) 
MCM Multiple Contact Miscibility 
MMP Minimum Miscibility Pressure 
mD miliDarcy 
NM-FD Matrix-Fraction Diffusion Number 
NPV Net Present Value 
ORCO Oil Recovery Systems CO2 
ROR Rate of Return 
ROS Residual Oil Saturation 
RP Relative Permeability 
RST Reservoir Saturation Tube 
SAGD Steam Aassisted Gravity Drainage 
SC Surface Conditions 
SPE Society of Petroleum Engineers 
stb Standard barrel 
THAI Toe Heel Air Injection 
TOP Total Oil Produce 
TOR Terciary Oil Recovery 
TSI Total Solvent Injected 
WAG Water Alternate Gas 
WF Waterflooding 
WIPO World Intellectual Property Office 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 1 
 
 
RESUMEN 
 
En meses recientes, Pemex asumió que una de las problemáticas principales que 
enfrenta en el Área de Exploración y Producción es la disminución de reservas y 
producción, lo que genera la necesidad de incrementar el éxito exploratorio y la aplicación 
de factores de recuperación en yacimientos maduros a costos competitivos. Por lo 
anterior, es imperativo considerar como una opción, la aplicación de técnicas de 
recuperación secundaria de hidrocarburos (EOR, enhanced oil recovery), objetivo de esta 
Tesis. 
 
Este documento analiza la disminución de reservas probadas, probables y posibles, al 
año 2010; así como las definiciones de recuperación mejorada de hidrocarburos. 
 
En el Capítulo I, se revisa de forma general, las ventajas y desventajas de los procesos de 
recuperación mejorada: químicos (cáusticos, poliméricos y micelares), térmicos (inyección 
de vapor y combustión in situ), y de inyección de gases (hidrocarburos miscibles, LPG, 
miscibles enriquecidos e inertes a alta presión). También se presentan los criterios de 
selección para la aplicación de cada método de EOR mencionado. En la siguiente 
Sección, se describen los diferentes tipos de desplazamiento de aceite empleando CO2: 
(a) inyección durante la vida del proyecto; (b) inyección de CO2 seguido de la inyección 
continúa de agua de empuje; (c) inyección alterna de CO2-agua; y, (d) inyección 
simultánea de CO2 y agua. Una vez revisados los conceptos básicos, se propone la 
opción de implementar un sistema de inyección único y simultáneo CO2-N2, como 
alternativa a la posibilidad de inyectar sólo CO2 debido a los altos costos de captura 
almacenamiento y transporte, y, tomando en cuenta la cercanía de la planta generadora 
de nitrógeno en Atasta, Campeche. 
 
Los antecedentes sobre el sistema de inyección simultáneo CO2-N2 se presentan en el 
Capítulo II. Una vez comprendidos los conceptos básicos y habituados al manejo de 
diferentes bases de datos, se trazó una estrategia de búsqueda tal que la revisión del 
Estado del Arte fuera lo suficientemente extensa en información, pero precisa en su 
alcance. 
 
Como resultado de lo anterior, en el Capítulo III se realiza el Análisis de Resultados de las 
que se consideran las cuatro patentes más importantes (EP 1,258,595, US 4,593,761, US 
4,557,330 y US 4,635,721), destacando la trayectoria de sus inventores, de las 
instituciones propietarias de los derechos y el estatus legal. 
 
Después de la Sección de Conclusiones, se presentan los Anexos con el sistema de 
Clasificación Internacional de Patentes empleado durante la estrategia de búsqueda y las 
fichas bibliográficas de las patentesque reivindican sistemas de inyección CO2-N2 con 
hidrocarburos, metano, vapor y surfactantes; y, finalmente, el glosario. 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 2 
 
 
INTRODUCCIÓN 
 
Problemática 
Los niveles de explotación de crudo han disminuido considerablemente en los últimos 
años. En la Figura 1, donde las reservas 1P son las reservas probadas, las reservas 2P 
son la suma de las reservas probadas más las reservas probables y las reservas 3P la 
suma de las reservas 2P más las reservas posibles (ver Glosario), se observa que las 
reservas probadas y las probables han disminuido. Si bien las reservas 3P han 
aumentado, estas variaciones son producto de nuevos descubrimientos, desarrollos, 
revisiones y delimitaciones terrestres. Es por ello, que se deriva de la necesidad de 
incrementar el éxito exploratorio y la aplicación de factores de recuperación en 
yacimientos maduros, manteniendo los costos a niveles competitivos y el acceso a la 
tecnología requerida. 
 
Reserva 1P: 23.5 21.9 20.1 18.9 17.6 16.5 15.5 14.7 14.3 14.0 
Reserva 2P: 44.8 42.7 37.0 34.9 33.5 32.3 30.8 29.9 28.8 28.2 
Reserva 3P: 56.2 53.0 50.0 48.0 46.9 46.4 45.4 44.5 43.6 43.1 
Figura 1. Gráfico de evolución de las reservas al 1 de enero de cada año [1]. 
 
En el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y de los Organismos Subsidiarios: 2010-
2024 publicado en junio de 2010 [2], se identifican como retos: 1) incrementar las reservas 
de hidrocarburos, 2) aumentar y sostener el ritmo de producción, y 3) mantener niveles de 
eficiencia en aprovechamiento de gas. Estos retos son posibles de superar adoptando 
estrategias como ampliar las oportunidades exploratorias en aguas profundas, aguas 
someras y áreas terrestres que contribuyan en la incorporación de nuevas reservas; la 
reactivación de campos marginales, abandonados y en procesos de abandono; el 
estímulo de la producción temprana en campos recién descubiertos; y, aumentar los 
niveles de recuperación de gas natural. 
57.8 58.3 52.1 
57.8 
50.1 47.0 46.8 45.5 45.4 44.4 43.5 43.0 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 3 
 
 
Definición de recuperación mejorada de petróleo 
 
La producción primaria es el primer método de producción de un yacimiento. Cuando éste 
es descubierto contiene una mezcla de aceite, gas y agua, que se encuentran bajo una 
presión hidrostática considerable en los espacios porosos de la roca [3]. La recuperación 
secundaria se implementa una vez que el yacimiento ha agotado parte de su presión 
natural, y consiste en la inyección de agua o gas natural con el propósito de mantener o 
aumentar la presión para obtener una segunda extracción de petróleo. La recuperación 
terciaria o asistida es cualquier técnica aplicada después de la secundaria, que implica 
(por lo general) el suministro de energía y/o la inyección de compuestos químicos para 
aumentar la eficiencia de recuperación. 
La recuperación mejorada de petróleo, conocida por sus siglas en inglés como EOR 
(Enhanced Oil Recovery), se define como el proceso de extracción de hidrocarburos por 
la inyección de materiales (que normalmente no se encuentran presentes en el 
yacimiento), cuando los métodos naturales y/o secundarios han llegado a su límite 
económico. Éste término se ha propuesto para evitar la confusión al tratar de distinguir 
entre las etapas de recuperación primaria, secundaria y terciaria. 
Este documento recopila las técnicas y métodos de recuperación mejorada y analiza el 
Estado del Arte de sistemas de inyección simultánea CO2-N2, para considerar su 
implementación a yacimientos que han llegado a sus límites de producción por 
mecanismos naturales. 
 
OBJETIVOS 
 
Conocer las ventajas y desventajas de los procesos químicos de recuperación mejorada 
de hidrocarburos, térmicos, de inyección de hidrocarburos miscibles y de inyección de gas 
inerte; así como los criterios básicos para su aplicación según las características del 
yacimiento. 
 
OBJETIVOS ESPECIFICOS 
 
• Revisar los antecedentes de la aplicación de sistemas de inyección simultánea 
CO2-N2 para la recuperación mejorada de hidrocarburos. 
• Realizar una revisión del Estado del Arte del sistema CO2-N2, usando diferentes 
bancos de información y una estrategia de búsqueda basada en la Clasificación 
Internacional de Patentes. 
• Analizar los resultados haciendo énfasis en el trabajo desarrollado por inventores e 
instituciones propietarias de los derechos. 
• Examinar el estatus legal de las patentes que protegen la aplicación del sistema de 
inyección simultánea CO2-N2 con el fin de establecer, si en un momento dado es 
necesario pagar derechos de explotación o si es posible generar lo que se conoce 
como patentes de escritorio. 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 4 
 
 
CAPÍTULO I. PROCESO DE INYECCIÓN DE DIÓXIDO DE CARBONO 
 
1.1. Fundamentos: Métodos para la recuperación mejorada de hidrocarburos 
Los métodos de recuperación mejorada tienen el propósito de acelerar el proceso de 
producción y aumentar la cantidad de aceite a recuperar. La aplicación de uno u otro 
método no sólo depende de las características del crudo y de la roca del yacimiento, 
además se debe considerar la viabilidad económica, es decir, que las ganancias 
generadas por el aceite recuperado estén por encima de los costos del método aplicado. 
A continuación se describen brevemente los métodos más comunes, así como sus 
ventajas y desventajas de aplicación [3]. 
 
1.1.1. Procesos químicos 
 
La tecnología de las inundaciones polímero-micelares es similar en funcionamiento a una 
inyección de agua, pero depende de las fuerzas químicas y físicas para el desplazamiento 
del aceite. Estos sistemas tienen la propiedad de formar microemulsiones que desplazan 
el aceite mediante la disolución. 
 
1.1.1.1. Procesos de inyección de disoluciones cáusticas 
 
La adición de sosa cáustica, silicato de sodio, carbonato de sodio o hidróxido de sodio al 
agua de inyección forma una emulsión in situ al mezclarse con el aceite residual del 
yacimiento. A medida que la disolución cáustica entra en contacto con los ácidos 
orgánicos naturales del crudo (p.e. ácido nafténico), estos reaccionan formando 
surfactantes en la interfase aceite-agua, provocando la movilidad por (a) emulsificación y 
arrastre, (b) emulsificación y confinamiento, (c) inversión de la mojabilidad, de mojado por 
aceite a mojado por agua, y/o (d) inversión de la mojabilidad, de mojado por agua a 
mojado por aceite (ver Figura 2). 
 
En ciertos casos, los polímeros se pueden inyectar entre el lote cáustico y la unidad de 
agua para proteger la integridad de la disolución alcalina, así como para mejorar la 
eficiencia de barrido [4]. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 5 
 
 
 
Figura 2. Proceso de inyección de disoluciones cáusticas. 
 
Ventajas: 
� La aplicación del proceso es relativamente 
barato. 
� El control de la movilidad es mejor que en 
los procesos de inyección de gas. 
� El proceso es aplicable a una gran variedad 
de crudos. 
� El reemplazo de un sistema con agua por 
uno cáustico es sencillo. 
Desventajas: 
� La corrosión potencial puede requerir 
revestimiento de todas las tuberías y 
tanques. 
� El proceso no es muy recomendado para 
yacimientos carbonatados. 
� Puede haber precipitaciones de yeso o 
anhidrita en los pozos de producción. 
� La mezcla y la dispersión de las 
disoluciones alcalinas pueden provocar una 
respuesta lenta en la producción. 
 
1.1.1.2. Procesos de inyección de disoluciones poliméricas 
 
El proceso consiste en la dispersión en agua de polímeros de cadena larga con un peso 
molecular de almenos 100,000 g/gmol. Algunos de los materiales más utilizados son un 
biopolímero polisacárido producido por el microorganismo Xanthomonas campestres y las 
poliacrilamidas. Las inundaciones con disoluciones poliméricas se describen en la Figura 
3. Éstas proporcionan mayor eficiencia de desplazamiento por la disminución de la 
viscosidad [4]. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 6 
 
 
 
Figura 3. Proceso de inyección de disoluciones poliméricas. 
 
Ventajas: 
� El área y la eficiencia de barrido vertical se 
incrementan. 
� Los polímeros no son tóxicos o corrosivos. 
� Las inundaciones con disoluciones 
poliméricas requieren de una tecnología de 
producción semejante a la empleada en 
inundaciones con agua. 
� El uso de polímeros reduce la producción 
de agua en proporción con la de aceite. 
Desventajas: 
� Los polímeros son biodegradables, ya sea 
por productos químicos, bacterias o por 
ruptura. 
� Las poliacrilamidas requieren de un manejo 
especial en la superficie del yacimiento. 
� Los polisacáridos requieren filtración y 
bactericidas. 
� La recuperación de petróleo por este 
método incrementa los gastos por 
extracción de polímeros al final. 
 
1.1.1.3. Procesos de inyección de disoluciones micelares y poliméricas 
 
Las disoluciones micelares son mezclas de surfactantes, cosurfactantes (alcoholes), 
electrolitos (sales como el cloruro de sodio o el sulfato de amonio para el control de la 
viscosidad y la tensión interfacial), hidrocarburos y agua. Éstas se diseñan 
específicamente para cada yacimiento, para mantener la tensión interfacial baja (1x10-5 
dinas/cm), no para desplazar el aceite por sí mismas, es decir, que se necesita 
complementar con otro método. Existen varios tipos de disoluciones micelares como las 
microemulsiones, micelas “hinchadas”, emulsiones turbias o aceites solubles [4]. 
La Figura 4 describe la ejecución del proceso de recuperación terciaria empleando 
disoluciones micelares y poliméricas. Primero se inyecta el sistema micelar para disminuir 
la tensión interfacial y posteriormente, se introduce la disolución polimérica y el lote de 
agua de empuje, que aportan la fuerza para llevar a cabo el desplazamiento. 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 7 
 
 
 
Figura 4. Proceso de inyección de disoluciones micelares y poliméricas. 
 
Ventajas: 
� Este proceso implica altos niveles de 
eficiencia y desplazamiento en las áreas de 
barrido. 
� El proceso de producción es similar al de 
inyección de agua. 
� La segregación por gravedad, por lo 
general, es baja. 
� El proceso es aplicable a una amplia 
variedad de yacimientos. 
Desventajas: 
� Los costos de los químicos empleados son 
altos. 
� La predicción de rendimiento es deficiente 
debido a la mezcla y la dispersión. 
� El proceso de diseño de los baches puede 
ser complejo. 
 
En la Tabla 1 se presentan las principales limitantes para la aplicación de un proceso de 
recuperación mejorada usando productos químicos: la sensibilidad a la alta salinidad 
(común en todos los métodos de inundación con químicos), la gran cantidad de agentes 
químicos que se pierde a través de la interacción fluido-roca, y por lo tanto, la estabilidad 
del proceso de inyección de agentes [3]. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 8 
 
 
Tabla 1. Recuperación de aceite usando procesos químicos de EOR. 
Proceso 
Mecanismo de 
Recuperación 
Limitantes 
Recuperación 
(%) 
Agente utilizado* 
Polímero 
Mejora volumétrica y 
barrido por la reducción 
de la movilidad. 
Inyectabilidad, 
estabilidad, alta 
salinidad. 
5 
0.14-0.23 kg de 
polímero por barril 
de petróleo 
producido. 
Micelas de 
polímeros 
Igual que el polímero y 
reduce las fuerzas 
capilares 
Igual que el 
polímero. 
Poca disponibilidad 
de productos 
químicos. 
Alta salinidad. 
5 
2.27-3.78 kg de 
tensoactivo por 
barril de petróleo 
producido. 
Álcali- 
polímeros 
Igual que las micelas de 
polímero más aceite. 
Alteración de la 
solubilidad y la 
mojabilidad. 
Igual que las micelas 
de polímero y la 
composición del 
aceite. 
5 
15.89-20.43 kg de 
químicos por 
barril de petróleo 
producido. 
 
La aplicación de uno u otro método químico depende de la comparación de los costos de 
cada uno de los agentes, por ejemplo, el polímero es generalmente de tres a cuatro veces 
más caro (por unidad de masa) que los surfactantes. 
 
1.1.2. Procesos térmicos 
 
Las técnicas más utilizadas son la combustión in situ, la inyección continúa de líquidos 
calientes, tales como vapor de agua o gases. Estos métodos son altamente aplicables en 
la recuperación de crudos muy viscosos, ya que reducen esta, activan la solución de 
gases, expanden térmicamente el aceite, aumenta la permeabilidad relativa, genera la 
destilación y, en algunos casos, el craqueo térmico del aceite. 
 
1.1.2.1. Proceso de inyección de vapor 
 
Su propósito principal es reducir la viscosidad del aceite. Este método consiste en la 
inyección continua de vapor de alta calidad, seguido de un cierre que permita que el vapor 
de agua moje y se absorba en los límites del yacimiento. Después de unos días, se 
continúa con la producción hasta que ésta disminuye. El ciclo se repite hasta que no haya 
respuesta y considerando las limitaciones económicas (Proceso Huff and Puff). En la 
Figura 5 se presenta un método alterno utilizando vapor como fluido de conducción [4]. 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 9 
 
 
 
Figura 5. Proceso de inyección de vapor. 
 
Ventajas: 
� Los generadores de vapor pueden ser 
alimentados por el aceite producido, por gas 
o por carbón. 
� Los costos finales son moderados en 
comparación con los costos por aplicación 
de métodos químicos. 
� La eficiencia de desplazamiento es alta, la 
recuperación alcanza hasta el 60% del 
crudo original. 
Desventajas: 
� La recuperación final puede ser baja (hasta 
el 10% del crudo original). 
� El proceso está limitado por la profundidad 
debido a las pérdidas de calor y a la alta 
presión de vapor. 
� La producción de sedimentos sólidos del 
yacimiento es común. 
� Es necesario un tratamiento para fluidos en 
emulsión. 
� No siempre se dispone de agua de buena 
calidad para alimentación a la caldera. 
� Es necesario contar con un espaciamiento 
estrecho entre el pozo inyector y el pozo 
productor. 
� Las emisiones del generador de vapor 
causan problemas de calidad del aire. 
 
1.1.2.2. Combustión in situ 
 
Se basa en la reducción de la viscosidad del crudo, expansión, extracción por disolventes 
y en la adición de calor para mejorar la recuperación. En contraste con la inyección de 
vapor, el calor se genera dentro del depósito y no en la superficie, el cual es difundido al 
yacimiento a través de la roca. 
El proceso inicia mediante la inyección continua de aire, que provoca de forma 
espontánea la ignición del crudo o con la ayuda de un calentador en el fondo del pozo. 
Como en cualquier reacción de combustión, el oxígeno se combina con el aceite 
formando dióxido de carbono, monóxido de carbono, agua y se desprende calor. El frente 
de combustión se mueve hacia adelante a través del yacimiento y se extingue sólo 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 10 
 
 
después de quemar todo el combustible depositado y/o cuando el flujo de aire en el frente 
ya no puede sostener la combustión [4]. 
La Figura 6 describe las distintas zonas que se forman en el yacimiento durante el 
proceso de combustión. En la zonaardiendo, el aceite es removido de la roca por el fuego 
dejando sólo el aire saturado de los poros. En el frente de flama, la combustión de los 
hidrocarburos pesados ocurre a temperaturas entre 315 y 650˚C. 
 
 
Figura 6. Proceso de combustión in situ. 
 
En la zona de vaporización se encuentran los productos de la combustión, gases, vapores 
e hidrocarburos ligeros. A continuación, la temperatura baja en la zona de condensación y 
el crudo es desplazado por miscibilidad con los hidrocarburos ligeros, con agua caliente 
de inyección y con los gases de combustión. El aceite se acumula en la siguiente zona, 
que corresponde al banco, agua congénita inmóvil, crudo desplazado y algunos gases de 
combustión [4]. 
 
Ventajas: 
� La combustión in situ es aplicable a una 
amplia variedad de depósitos con crudos de 
hasta 40˚API. 
� El proceso implica la generación de calor, 
que es más eficiente que la inyección de 
vapor. 
� La eficiencia de desplazamiento es alta, 
aunque se quema un poco de aceite. 
� El aire es de fácil acceso. 
� El proceso puede producir petróleo que es 
más ligero que el original. 
Desventajas: 
� Existen problemas de control en el diseño 
del frente de combustión. 
� Los equipos de producción pueden ser 
dañados por el calor. 
� Se generan problemas de corrosión y 
emulsión. 
� Los costos de compresión son altos. 
� La segregación por gravedad representa un 
problema. 
� Pueden formarse gases nocivos debido a la 
combustión. 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 11 
 
 
La Tabla 2 presenta una comparación para los procesos térmicos, los cuales como ya se 
mencionó tienen un factor de recuperación más alto. Los problemas son similares dentro 
de esta categoría y se centran en las pérdidas de calor y la emisión de contaminantes a la 
atmósfera durante la combustión del aceite [3]. 
 
 
Tabla 2. Recuperación de aceite usando procesos térmicos. 
Proceso 
Mecanismo de 
Recuperación 
Limitaciones 
Recuperación 
(%) 
Agente 
empleado* 
Inyección de 
vapor de 
agua 
Reduce la 
viscosidad del 
aceite y vaporiza 
los ligeros. 
La profundidad del 
yacimiento aumenta las 
pérdidas de calor y la 
contaminación. 
50-65 
0.23 kg petróleo 
consumido por 
barril aceite 
producido 
Combustión 
in situ 
Igual que 
inyección de vapor 
de agua. 
Igual que inyección de 
vapor. 
10-15 
0.28 m3 aire por 
barril de aceite 
producido* 
 
1.1.3. Procesos de inyección de hidrocarburos miscibles 
 
El objetivo de las inundaciones con hidrocarburos miscibles es reducir las fuerzas de 
tensión superficial entre el aceite, el fluido inyectado y la roca evitando la formación de 
burbujas que bloqueen los poros e impidan que fluya el aceite por estos canales para su 
recuperación. 
 
1.1.3.1. Proceso de inyección de baches o lotes miscibles de gas licuado de 
petróleo (LPG) 
 
El desplazamiento por miscibilidad ocurre por la inyección de un disolvente líquido 
miscible que entra en contacto con el aceite. Comúnmente en este proceso, se suministra 
un bache o lote de propano, otra fracción de gas LPG (de 2 a 5% de volumen de poro, 
VP), gas inerte, y/o agua. Para la aplicación de este método se debe seleccionar un 
disolvente que genere el mejor desplazamiento de aceite [4]. Una representación 
esquemática del proceso con LPG se muestra en la Figura 7. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 12 
 
 
 
Figura 7. Proceso de inyección de gas licuado de petróleo (LPG). 
 
Ventajas: 
� El aceite es totalmente desplazado al 
contacto con el disolvente. 
� Se requieren de bajas presiones para lograr 
la miscibilidad. 
� El proceso es aplicable en una amplia 
variedad de yacimientos. 
� Puede ser utilizado como un proceso de 
recuperación secundario o terciario. 
Desventajas: 
� El dimensionamiento del bache es difícil 
debido a la dispersión y solubilidad. 
� Los materiales para inyección por lotes son 
caros. 
 
1.1.3.2. Proceso de inyección de gas miscible enriquecido 
 
El proceso de gas enriquecido consiste en inyectar al yacimiento un bache de metano 
enriquecido con etano, propano o butano (de 10 a 20% VP), un lote de gas inerte y/o 
agua. Al ponerse en contacto el gas inyectado con el aceite crudo del yacimiento, los 
componentes que enriquecen al primero son absorbidos formando una sección rica 
alrededor del yacimiento favoreciendo la miscibilidad con el tiempo (Figura 8). Aunque el 
costo de los materiales para la inyección por lotes es bajo, el proceso requiere de altas 
presiones [4]. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 13 
 
 
 
Figura 8. Proceso de inyección de gas miscible enriquecido. 
 
Ventajas: 
� El proceso con gas enriquecido desplaza todo el 
aceite residual con el que está en contacto. 
� Si se pierde la miscibilidad en el depósito, ésta se 
puede recuperar fácilmente. 
� El costo de este proceso es bajo comparado con el 
proceso de inyección de baches de propano. 
� La miscibilidad se lleva acabo a presiones menores 
que en la inyección de gas inerte. 
� Los baches de gran tamaño minimizan los 
problemas de diseño. 
Desventajas: 
� En el proceso puede haber una baja 
eficiencia de barrido. 
� El efecto de la gravedad es más 
importante en formaciones de mayor 
tamaño. 
� Los costos del gas de inyección son 
altos. 
� Los baches son disipados con 
facilidad a altas viscosidades. 
 
1.1.4. Proceso de inyección de gas inerte a alta presión [4] 
 
El proceso con gas inerte consiste en la inyección continua de metano, nitrógeno, etano o 
gases de combustión a alta presión en el depósito, lo cual implica múltiples contactos 
entre el aceite y el gas antes de formar un banco miscible. Las fracciones de 
hidrocarburos intermedios (C2 a C6) son absorbidos por el aceite de la fase gaseosa, 
formando un frente miscible que depende de la distancia del punto de inyección, la 
presión de inyección y de la composición del aceite (Figura 9). 
 
 
 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 14 
 
 
 
Figura 9. Proceso de inyección de gas inerte a alta presión. 
 
Ventajas: 
� El proceso de gas inerte proporciona una 
eficiencia cercana al 100% de 
desplazamiento. 
� El gas inerte es más barato que el propano 
o el gas enriquecido. 
� El proceso puede regenerar la miscibilidad 
en caso de pérdida 
� El tamaño del bache debido a la inyección 
continua no es un problema. 
� El gas puede ser recuperado y reinyectado. 
Desventajas: 
� El proceso ha limitado la aplicabilidad a 
ciertos yacimientos, porque estos debe ser 
ricos en componentes de C2 a C6. 
� Se requiere de altas presiones de inyección. 
� La eficiencia superficial de barrido y la 
segregación por gravedad son bajas. 
� El costo del gas natural es alto y los gases 
que lo pueden sustituir requieren una mayor 
presión de inyección. 
 
En la Tabla 3 se comparan los procesos de inyección de disolventes. En esta categoría 
sólo se encuentran dos grupos, los disolventes miscibles y los inmiscibles en el aceite. 
Estos procesos son considerados como una buena opción de aplicación debido a los tipos 
y costos de los disolventes utilizados [3]. 
 
Tabla 3. Recuperación de aceite por métodos con disolvente de EOR. 
Proceso 
Mecanismo de 
recuperación 
Limitaciones 
Recuperación 
(%) 
Agente empleado* 
Inmiscible 
Reduce la viscosidad y 
aumenta el volumen del 
aceite. 
Sobre la 
estabilidad de la 
oferta. 
5-15 
0.28 m3 disolvente 
por barril de aceite 
producido. 
Miscible 
Igual que el desarrollo 
por inmiscibilidad 
Igual que 
inmiscibles 
5-10 
0.28 m3 disolvente 
por barril de aceiteproducido. 
A continuación se describen los procesos de recuperación secundaria de hidrocarburos 
usando gases miscibles inertes a alta presión: CO2 y N2, los cuales son objeto de estudio 
en el presente trabajo. 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 15 
 
 
1.1.4.1. Inyección de nitrógeno 
 
El N2 puro o en mezcla es el gas más empleado en los procesos de recuperación de 
hidrocarburos ya que es barato y accesible, sin embargo, su aplicación a métodos de 
recuperación mejorada se ve limitada por su miscibilidad con el aceite a una composición, 
presión, volumen y temperatura, dados [4]. De forma adicional, se deben considerar los 
siguientes criterios para su aplicación: 
• La permeabilidad del yacimiento, 
• La disminución de presión en el depósito por condensación de ligeros, 
• La sustitución por gas inerte en el domo y la zona de aceite, 
• La migración de fluidos con la subsecuente pérdida de crudo, 
• La mejora de segregación por gravedad, 
• La gravedad API (� 35°), 
• La profundidad del yacimiento (suficiente para asegurar que la presión se pueda 
mantener sin provocar fracturas), 
• La heterogeneidad y/o fracturamiento del yacimiento. 
 
Ventajas: 
� El gas inerte es tan buen agente de 
desplazamiento como el gas natural, ya que a una 
presión suficientemente alta es recuperado del 
crudo. 
� Si un domo de gas está presente en el yacimiento, 
la inyección de N2 evitará el avance del aceite en 
la zona de gas. 
� La inyección de N2 dará una mayor recuperación 
en comparación con la inyección de agua en los 
yacimientos con muy baja permeabilidad. 
� La confiabilidad del método es inestable, ya que la 
oferta y el precio del gas natural puede ser 
controlados por las agencias gubernamentales y/o 
externas, de tal forma que podrían restringir o 
prohibir la inyección de gas natural, mientras que 
el nitrógeno se encuentra altamente disponible. 
Desventajas: 
� La corrosión es tal vez la desventaja 
de operación. 
� El N2 inyectado puede mezclarse con 
el gas producido, provocando una 
disminución del precio de compra. 
� Se requiere de una gran inversión 
inicial para la aplicación de gas inerte. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 16 
 
 
1.1.4.2. Inyección de dióxido de carbono 
 
Aunque el CO2 no suele ser miscible con el crudo al primer contacto, puede crear un 
frente similar al proceso con nitrógeno a ciertas condiciones de composición, presión y 
temperatura. Éste puede saturar los fluidos del yacimiento hasta el punto en que aumenta 
el volumen de crudo in situ y reducir la viscosidad del aceite afectando drásticamente el 
índice de movilidad [5]. 
 
Ventajas: 
� Se puede alcanzar la miscibilidad a bajas 
presiones. 
� La eficiencia de desplazamiento es alta en 
los casos miscibles. 
� Es útil en una amplia variedad de crudos. 
� La miscibilidad puede ser regenerada en 
caso de pérdida. 
Desventajas: 
� El transporte de CO2 es caro y no siempre 
está disponible. 
� El barrido es pobre y puede provocar 
segregación por gravedad en determinadas 
condiciones. 
� La corrosión es alta. 
� Es necesaria la manipulación especial y la 
recirculación del gas producido. 
 
Más adelante, se hará una descripción detallada de los diferentes procesos de inyección 
de CO2 para recuperación mejorada de hidrocarburos. 
A manera de resumen, en la Tabla 4 se presentan algunos de los criterios de selección 
más comunes para la aplicación de métodos de recuperación secundaria. Entre ellos 
destacan la viscosidad del aceite, la fracción de crudo remanente, la profundidad, 
temperatura, presión y espesor del yacimiento; así como la permeabilidad de la roca [3]. 
La recuperación de petróleo convencional con gas o agua suele dejar del 25 al 50% del 
aceite original en el depósito. La inyección de dióxido de carbono en yacimientos con fines 
de producción adicional ha recibido considerable atención por la industria petrolera 
internacional durante varios años. 
 
Se ha sugerido que efectos interfaciales, la expansión del aceite, la reducción de 
viscosidad, la vaporización de los hidrocarburos más ligeros del crudo y la cantidad final 
de aceite recuperado en la etapa final del proceso de inyección (purga de recuperación) 
promueven la recuperación mejorada de hidrocarburos empleando dióxido de carbono a 
alta presión. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 17 
 
 
Tabla 4. Algunos criterios de selección para la aplicación de métodos de EOR. 
Parámetros de aplicación 
Inyección de 
vapor 
Combustión 
in situ 
CO2 
miscible 
Surfactante/ 
Polímero 
CO2 
inmiscible 
Viscosidad del aceite a 
condiciones del yacimiento, 
cP 
NC NC <12 <20 100-1,000 
Gravedad, ºAPI >10 10-45 >30 >28 10-25 
Fracción de crudo 
remanente en el área a 
inundar (antes de EOR), 
%VP 
40a 50a 25 25 50 
Profundidad, ft <5,000b >500 >3,000 NC(8,500)b >2,300 
Temperatura, ºF NC NC NC <200b NC 
Presión original bottomhole, 
psi 
NC NC >1,500 NC >1,000 
Espesor neto, ft >20 >10 NC NC NC 
Permeabilidad, mD NC NC NC 
>20 (con flujo 
de polímero) 
NC 
Comentarios 
Bajo 
contenido 
de arcilla 
40 acres de 
espacio 
Formación 
principal 
homogénea 
Formación 
principal 
homogénea 
Formación 
principal 
homogénea 
10 acres de 
espacio 
- - 
Bajo contenido 
de arcilla 
- 
Sin domo de gas importante 
Sin fracturas importantes 
a En una porción de terreno a ser inundada. Suponiendo que un 100% del área del yacimiento contiene un 
95% de crudo remanente, la saturación de crudo para la totalidad del campo se convierte en el 42% del 
volumen de poro. 
b Considerar una limitante en virtud de la tecnología actual. 
NC = Factor No Crítico. 
 
1.2. Criterios para la aplicación de la inyección de dióxido de carbono 
 
La experiencia en campo de la inyección de CO2 para recuperar el aceite adicional puede 
resumirse en virtud de características como [5]: 
a) Litografías de areniscas, calizas, dolomías y sílices. 
b) Profundidades de 3,300 metros sin limitación de profundidad conocida. 
c) Permeabilidades promedio de 0.20mD. 
d) Temperaturas de yacimiento de hasta 120°C, sin limitación conocida. 
e) Espesores de formaciones heterogéneas de 8 a 600m. 
f) Densidades de 6 a 45˚API. 
g) Desplazamientos previos por inmiscibilidad. 
h) Viscosidades entre 0.15 a 188 cP. 
i) Saturaciones de 28 a 54%. 
j) Espaciamiento entre pozos de hasta 51 hectáreas. 
k) El contenido de ácido sulfhídrico (hasta un 29%), en la mezcla de inyección. 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 18 
 
 
Se han desarrollado métodos empíricos para estimar la miscibilidad del CO2 en el 
petróleo. En la Tabla 5, se presenta una correlación entre la densidad API del aceite y la 
presión a la cual del CO2 se podría miscibilizar 
[5]. 
 
Tabla 5. Correlación entre la densidad API del aceite y la presión de miscibilización del CO2. 
Densidad (º API) Presión de miscibilización (psi) 
27 4,000 
27–30 3,000 
30 1,200 
 
Por su parte, en la Tabla 6 se describe una correlación sobre la presión adicional para 
miscibilizar el CO2 a una temperatura de yacimiento dada 
[5]. 
 
Tabla 6. Corrección entre la temperatura del yacimiento y la presión adicional a ejercer para la 
miscibilización. 
Temperatura (˚C) Presión adicional (psi) 
49 Ninguno 
49-66 +200 
66-93 +350 
93-121 +500 
 
1.3. Ventajas y desventajas del proceso de inyección de CO2 
 
Haciendo un recuento de lo anteriormente expuesto, tenemos que las ventajas de la 
inyección de CO2 para recuperación mejorada de hidrocarburos son 
[5]: 
• La miscibilidad en el petróleo (aún con fracciones pobres en C2 a C4) y con ello elaumento de volumen de aceite; 
• La disminución de la viscosidad; 
• La regeneración del frente miscible; 
• La solubilidad en agua, que deriva en variaciones de volumen y pH; 
• La viscosidad mayor que la de CH4, a altas presiones. 
En contra parte, las desventajas del CO2 son: 
• Se necesitan de 0.14 a 0.29m3 de CO2(g) para producir un barril de petróleo; 
• La producción de grandes volúmenes de gas diluido es costosa y requiere de la 
limpieza de las instalaciones de recirculación; 
• La pobre disponibilidad local que genera la necesidad de desarrollar gasoductos; 
• La mitigación de la corrosión es una parte a considerar en los costos del proceso. 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 19 
 
 
1.4. Fuentes de dióxido de carbono 
 
Un factor importante para la implementación de un proyecto de miscibilidad con CO2 es su 
fuente suministro. El gas debe estar disponible en los volúmenes necesarios por un largo 
período de tiempo (hasta 20 años o más en muchos casos). Si la inyección de CO2 se 
interrumpe, el banco miscible puede deteriorarse y poner en peligro el éxito del proyecto. 
Una fuente natural es la mejor opción, ya sea de yacimientos productores de CO2 
relativamente puro o de las plantas de procesamiento de hidrocarburos que emiten gases 
que contiene CO2 en mayor cantidad y que es considerado un contaminante promotor del 
efecto invernadero. 
Las grandes centrales eléctricas a menudo se mencionan como una fuente probable, 
puesto que producen volúmenes de gases residuales o de combustión con un contenido 
de CO2 de un 6 a 20% de CO2. Aún cuando el costo de purificación del CO2 es alto, en 
ciertos países se ha considerado construir más plantas carboeléctricas cerca de los 
campos productores de petróleo [5]. 
Es imposible predecir si alguna de las fuentes consideradas aquí será desarrollada para 
su uso en la recuperación asistida por inyección de CO2 miscible. Esto depende de 
factores que incluyen el costo futuro del petróleo, la eficiencia del proceso mismo y la 
política gubernamental. En el caso de México, los precios del CO2 a junio de 2009 se 
presentan en la Tabla 7 [6]. 
 
Tabla 7. Tabla de precios de CO2 en México (Junio/2009). 
Unidad de Medida Cantidad 
Precio Medio 
(Pesos) 
Tonelada (gas) 1 2878.05 
Kilogramo 1 15.15 
Tonelada (liq.) 1 4000.00 
 
1.5. Mecanismos de desplazamiento: CO2 y agua 
 
Una de las posibles aplicaciones del CO2 para procesos de recuperación mejorada, y de 
las más documentadas, es integrar agua al sistema. Hay propuestos al menos cuatro 
métodos de inyección de CO2 y agua: 
1. La inyección de CO2 durante la vida del proyecto, 
2. La inyección de un lote de CO2 seguido por la inyección continua de agua de 
empuje, 
3. La inyección alterna de CO2 y agua, 
4. La inyección simultánea de CO2 y agua. 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 20 
 
 
La Figura 10 muestra el comportamiento de la inyección de CO2 puro, el cual se difunde 
de forma lenta al entrar en contacto con el aceite por lo que su concentración efectiva es 
mayor en el frente de desplazamiento. Se debe tener en cuenta que el CO2 tiene una 
temperatura crítica de 30°C, y que ésta se puede ver afectada por la presencia de líquido 
en el yacimiento. El CO2 líquido o gaseoso se puede inyectar desde la superficie en la 
mayoría de los yacimientos. La inyección continua de CO2 no es un método económico a 
menos que se implemente un sistema de recuperación y recirculación [4]. 
 
 
Figura 10. Esquema del proceso de inundación con agua carbonatada (Oil Recovery Systems 
CO2, ORCO) 
 
En la Figura 11, el proceso de inyección de un lote de CO2 es seguido por la inyección 
continua de agua (agua de empuje) para impulsarlo a través del depósito. El agua al ser 
inmiscible en el aceite desplaza el CO2 hacia el banco de aceite para que se lleve a cabo 
la saturación. 
 
 
Figura 11. Esquema del proceso de inyección de un bache de CO2 y agua de empuje. 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 21 
 
 
Una variante al sistema anterior es el proceso WAG (Water Alternate Gas) (Figura 12), 
que consiste en la inyección alterna de pequeños volúmenes de CO2 (5% VP) y agua 
hasta que el volumen total requerido de CO2 (generalmente de 15 a 20% VP) ha sido 
suministrado, manteniendo un frente de desplazamiento vertical [4]. 
 
 
Figura 12. Esquema del proceso de inyección alterna de CO2 y agua (Water Alternate Gas, WAG). 
 
Otro método propuesto incluye la inyección simultánea de agua y CO2 a través de 
sistemas duales (Figura 13), donde el agua se inyecta en la parte superior de la zona de 
producción favoreciendo la separación y el flujo a través del depósito, mientras que el CO2 
se suministra en el fondo permitiéndole emerger. 
En un estudio de simulación de recuperación de aceite después de la adición de agua y 
CO2 en un depósito de arenisca, aplicando los cuatro mecanismos de desplazamiento, se 
demostró que la inyección simultánea de CO2 y agua (Figura 12) es el mejor de los cuatro 
procesos ya que se recuperó aproximadamente el 50% del aceite. La inyección alterna de 
CO2 y agua fue el segundo mejor (Figura 12), mientras que la inyección de CO2 (Figura 
10) y la inyección de CO2 seguido de la inyección de agua (Figura 11) eran igualmente 
pobres, ya que sólo se recuperó un 25% [4]. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 22 
 
 
 
Figura 13. Esquema del proceso de inyección simultánea de CO2 y agua. 
 
Para considerar la inyección de CO2 y agua, se debe tener en cuenta la necesidad de 
mantener la calidad del agua y la corrosión provocada por la formación de ácido 
carbónico. En consecuencia, la aplicación de este sistema requiere de instalaciones 
especiales para el mejoramiento del agua y de infraestructura para inyección dual, lo que 
incrementará los costos y la complejidad del diseño. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 23 
 
 
CAPÍTULO II. REVISIÓN DEL ESTADO DEL ARTE DE LAS TECNOLOGÍAS PARA 
INYECCIÓN DE CO2-N2 EN LA RECUPERACIÓN MEJORADA 
 
2.1. Antecedentes de sistemas de inyección CO2-N2 
 
Descartando la posibilidad de inyectar sólo CO2 debido a los altos costos de captura 
almacenamiento y transporte, y, tomando en cuenta la cercanía de la planta generadora 
de nitrógeno en Atasta, Campeche, se consideró como una opción económicamente 
viable la implementación de un sistema de inyección único y simultáneo: CO2-N2. 
En 1998, Nguyen y Farouq Ali [8] realizaron pruebas experimentales de mezclas CO2+N2, 
variando el contenido molar de nitrógeno un 10, 20 y 30% en un crudo a 23°C. Sus 
resultados indicaron que la presión parcial y la solubilidad de CO2 en el aceite disminuyen 
con el contenido de nitrógeno en el sistema. Este trabajo sugiere que si bien el CO2 es 
miscible en el aceite, la contribución del N2 permite modular la capacidad de hinchamiento 
(swelling) y la viscosidad del aceite, es decir, controlar el frente de desplazamiento. 
Previamente, en 1985, Fussell y Yellig de la compañía Standard Oil Company [9] 
demostraron experimentalmente con un núcleo de 2.4 metros de largo y 5 centímetros de 
diámetro a 40°C y 1900psi, que la recuperación de aceite inyectando simultáneamente 
CO2 y N2 (10% mol N2) es de 74.6%, mientras que desplazando únicamente con CO2 es 
de 68%, a volumen de poro constante. 
 
En la Figura 14 se representa cómo al inyectar en el casquete de gas, éste desplaza al 
aceite del yacimiento hacia los pozos productores. Considerando las referencias 
anteriores,se propone que la inyección simultánea de CO2+N2 crearía zonas miscibles 
por la contribución del dióxido de carbono y zonas inmiscibles por la presencia de 
nitrógeno. Lo anterior permite controlar mejor, que con un sistema CO2+agua, el frente de 
desplazamiento sin la necesidad de un sistema de inyección dual y con la ventaja de 
trabajar con un sistema de fases menos heterogéneo. Adicionalmente, trabajar con un 
sistema que no involucre la presencia de agua evita el conflicto que cause su pre y post-
tratamiento a la inyección. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 24 
 
 
 
Figura 14. Esquema de producción de aceite por inyección de fluidos en un casquete de gas. 
 
2.2. Herramientas y estrategia de búsqueda empleadas para la revisión del Estado 
del Arte 
Una vez seleccionado el sistema de estudio se consultaron las siguientes bases de datos 
y los bancos de información disponibles en la Biblioteca del Instituto Mexicano del 
Petróleo: Worldwide Standards Service, SPE Image Library, International Petroleum 
Encyclopedia, Hoover´s Database, ABI/INFORM® y QPAT™. 
Adicionalmente, se utilizó la herramienta de acceso libre esp@cenet, que provee 
información sobre patentes, inventores, licenciadores, estatus legal, familia de patentes a 
la que pertenece y los documentos con texto completo. 
 
Como estrategia inicial de búsqueda en la base de datos esp@cenet [10], se plantearon las 
palabras clave o descriptores de la Tabla 8 (11 de septiembre de 2009). 
 
Tabla 8. Resultados de la búsqueda de patentes para un proceso de recuperación mejorada de 
crudo por inyección de CO2. 
Descriptores Resultados 
CO2 + oil + recovery 159 
CO2 + oil + recovery + inject* 66 
CO2 + enhance* + oil + inject* 25 
Carbon* + *oxide + oil + inject* 133 
Carbon* + *oxide + oil + recovery 90 
 
Más adelante (17 de agosto de 2010), se replanteó la estrategia de búsqueda utilizando la 
base de datos QPAT™ [11] y las Clasificaciones Internacionales de Patentes (CIP), o IPC 
por sus siglas en inglés (Tabla 9). Este criterio permite hacer más extensa la búsqueda, 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 25 
 
 
ya que no importa el idioma del documento o país donde se proteja y además la hace más 
específica (ver definiciones en el Anexo I). 
Tabla 9. Resultado de la búsqueda en QPAT™ por CIP usando descriptores relacionados con 
carbon oxide. 
CIP Resultados totales CIP + carbon + oxide CIP + CO2 
E21B43/12 5053 20 9 
E21B43/16 11052 407 159 
E21B43/18 911 49 13 
E21B43/20 2200 31 12 
E21B43/22 4298 182 68 
E21B43/24 3952 159 52 
 
El análisis de estos resultados y de los procesos de inyección simultánea de CO2+N2 (19 
de agosto de 2010), se centró en la revisión de 1,160 documentos poniendo especial 
atención en los ejemplos y las reivindicaciones, considerando las aplicaciones para 
recuperación mejorada. Recordemos que todo aquello que no esté reivindicado en una 
patente es susceptible de ser protegido. Es importante mencionar, que de esta revisión se 
excluyeron los documentos que consideraban sistemas de recuperación mejorada con 
bacterias (microbial enhanced oil recovery, MEOR), y los de secuestro y captura de CO2-
N2 con fines medioambientales. 
Como producto de lo anterior, y tomando en cuenta las bondades del CO2 y la 
disponibilidad de nitrógeno en la zona de Campeche, en la Tabla 10 y Anexo II se 
agruparon los documentos que ejemplifican y/o reivindican los sistemas de inyección 
simultánea CO2-N2 simples, con metano, con hidrocarburos, con vapor de agua y con 
surfactantes; así como los dispositivos mecánicos desarrollados para este fin. 
 
Tabla 10. Patentes que ejemplifican y/o reivindican los sistemas de inyección simultánea CO2+N2 
para recuperación mejorada de hidrocarburos, agrupadas por sistema. 
Grupos Resultados 
CO2 + N2 4 
CO2 + N2 + metano 6 
CO2 + N2 + hidrocarburos 8 
CO2 + N2 + vapor de agua 17 
CO2 + N2 + surfactante 9 
Dispositivos de inyección 2 
 
A continuación, se analizarán a detalle los sistemas simples de inyección simultánea con 
dióxido de carbono y nitrógeno. 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 26 
 
 
CAPÍTULO III. ANÁLISIS DE RESULTADOS 
 
3.1. Patente EP 1,258,595 (A2) [12] 
 
La Tabla 11 presenta la ficha bibliográfica de la patente EP 1,258,595 (A2). Este 
documento describe el cambio de la viscosidad de un aceite después de inyectar mezclas 
simultáneas o por etapas de CO2 con nitrógeno, aire o vapor de agua, a presiones de 
1,500 a 2,500 psia. 
 
Tabla 11. Ficha bibliográfica de la patente EP 1,258,595 (A2) 
Patente: EP 1,258,595 (A2) 
Título: Enhanced Oil Recovery Method Using CO2 Injection 
Institución: The BOC Group Inc. 
Inventores: R. Ramakrishnan; L. K. Walton; H. Shuen-Cheng 
Fecha de publicación: 2002-11-20 
CIP: E21B43/16 
 
Según datos obtenidos de la base de datos Hoover’s [13], la empresa BOC Group Inc. 
forma parte de Linde AG desde el año 2002, lo que convirtió a éste último en el mayor 
productor de gases industriales y médicos a nivel mundial, proporcionando soluciones de 
logística y suministro, en más de 100 países. Además, cuenta con una unidad de 
ingeniería dedicada a la construcción de plantas de proceso para las industrias 
petroquímica, farmacéutica, y productoras de gas. Las empresas filiales de la compañía 
incluyen a Eibl Homecare GmbH, Linde BOC Process Plants, African Oxygen, Spectra 
Gases, Hoek Loos, Linde Medical Devices GmbH, y Linde Finance. Por otra parte, los 
principales competidores de Linde AG son Air Products, L'Air Liquide, Praxair, Fluor y 
GEA Group. 
BOC Group Inc. tiene al menos 8,203 patentes como applicant al 21 de diciembre de 
2010, de las cuales sólo 10 patentes tratan sobre la recuperación mejorada de 
hidrocarburos (title or abstract: oil+recovery). En la Tabla 12 se presentan sus fichas 
bibliográficas. 
 
Tabla 12. Fichas bibliográficas de las patentes de BOC Group Inc. relacionadas con la 
recuperación mejorada de hidrocarburos. 
Patente: EP 1,258,595 (A3) 
Título: Enhanced Oil Recovery Method Using CO2 Injection 
Institución: BOC Group Inc 
Inventores: R. Ramakrishnan; L. K. Walton 
Fecha de publicación: 2001-05-16 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 27 
 
 
Tabla 12 (continuación). Fichas bibliográficas de las patentes de BOC Group Inc. relacionadas 
con la recuperación mejorada de hidrocarburos. 
Patente: US 6,050,105 (A) 
Título: 
Apparatus and Method for Compressing a Nitrogen 
Product 
Institución: BOC Group Inc. 
Inventores: Keenan Brian Anthony 
Fecha de publicación: 1997-08-15 
Patente: US 6,161,375 (A) 
Título: Air separation and Combined Cycle Power Plant 
Institución: BOC Group Inc 
Inventores: Keenan Brian Anthony 
Fecha de publicación: 1997-08-15 
Patente: GB 2,328,273 (B) 
Título: Gas Separation 
Institución: BOC Group Inc 
Inventores: Keenan Brian Anthony 
Fecha de publicación: 1997-08-15 
Patente: GB 2,328,272 (B) 
Título: Air Separation 
Institución: BOC Group Inc. 
Inventores: Keenan Brian Anthony 
Fecha de publicación: 1997-08-15 
Patente: GB 2,328,271 (B) 
Título: Air Separation 
Institución: BOC Group Inc 
Inventores: Keenan Brian Anthony 
Fecha de publicación: 1997-08-15 
Patente: GB 2,326,422 (B) 
Título: Production of Fuel Gas 
Institución: BOC Group Inc 
Inventores: Keenan Brian Anthony 
Fecha de publicación: 1997-06-19 
Patente: US 4,733,526 (A) 
Título: Separation of Gas Mixture 
Institución: BOC Group Inc 
Inventores: Garrett Michael E. 
Fecha de publicación: 1985-03-04 
Patente: GB 2,117,053 (B) 
Título: Gas Turbines and Engines 
Institución: BOC Group Inc 
Inventores: Graham David James 
Fecha de publicación:1982-02-18 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 28 
 
 
Nueve de éstas se refieren a dispositivos para inyección de CO2 y N2 reivindicando su 
aplicación para la recuperación mejorada de hidrocarburos, pero sólo el documento EP 
1,258,595 (A2) trata los sistema de inyección cíclico o simultáneo, el cual es objeto de 
este trabajo, CO2 + N2. Revisando el estatus legal de este documento (Tabla 13), se 
puede observar que a la empresa se le retiraron los derechos sobre la patente el 21 de 
diciembre de 2002 por falta de pago de mantenimiento de derechos, por lo cual es 
susceptible a ser explotada sin el pago de derechos o inclusive a ser protegida 
nuevamente por otra institución o inventor. 
Linde tiene presencia en México desde el año 2000 en procesos de inyección de 
nitrógeno para recuperación mejorada de hidrocarburos en Cantarell, como lo describe a 
través de su propia página web [14]. Dando seguimiento a la empresa se puede observar 
que actualmente ha centrado su desarrollo tecnológico en la captura y almacenamiento de 
CO2 con fines ambientales, trabajando estrechamente con proveedores de energía 
eléctrica. Entre los proyectos que ha desarrollado se encuentran: 1) tecnologías de 
captura de dióxido de carbono e hidrógeno en procesos de pre-combustión; 2) tecnologías 
de captura de dióxido de carbono en procesos de post-combustión usando productos 
químicos para separar emisiones de centrales carboeléctricas; y, 3) el Proceso Oxyfuel™, 
el cual consiste en la quema de carbón en una atmósfera de oxígeno, para su posterior 
separación por condensación. 
 
Tabla 13. Estatus legal de la patente EP 1,258,595 (A2). 
Enhanced Oil Recovery Method Using CO2 Injection 
EP F 02253397A (Patente de invención) 
 Fecha PRS: 2002/11/20 
 Países designados AT BE CH CY DE DK ES FI FR GB GR IE IT LI LU MC NL PT SE TR 
 Fecha PRS: 2004/03/03 
 Países designados: AT BE CH CY DE DK ES FI FR GB GR IE IT LI LU MC NL PT SE TR 
 Fecha PRS: 2004/03/03 
 Código Expl.: EXTENSIÓN DE LA PATENTE EUROPEA 
 Países afectados: AL LT LV MK RO SI 
 Fecha PRS: 2004/05/26 
 Código Expl.: SOLICITUD DE EXAMEN PRESENTADO 
 Fecha de vigencia: 2004/03/25 
 Fecha PRS: 2004/07/28 
 Código Expl.: PRIMER INFORME DE EXAMEN 
 Fecha de vigencia: 2004/06/09 
 Fecha PRS: 2004/11/24 
 Código Expl.: PAGO DE LAS TASAS DE DESIGNACIÓN 
 Países designados: AT BE CH CY DE DK ES FI FR GB GR IE IT LI LU MC NL PT SE TR 
 Fecha PRS: 2005/06/29 
 Código Expl.: Considerada retirada 
 Fecha de vigencia: 2004/12/21 
Patent Register Service-PRS 
Explanation-Expl. 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 29 
 
 
3.2. Patente US 4,593,761 (A) [15] 
 
La Tabla 14 muestra la ficha bibliográfica de la patente US 4,593,761 (A) publicada en 
junio de 1986 y registrada por Texaco Inc. Ésta describe un método para llevar a cabo 
una inundación miscible por inyección de un fluido compuesto por dióxido de carbono y 
nitrógeno. Los fluidos son inyectados en el yacimiento a un ritmo tal que se produce una 
velocidad de avance frontal de 2 a 15 veces la velocidad crítica de flujo. La rapidez de 
inundación es mayor que la velocidad crítica y se mantiene hasta que el frente de 
inundación ha viajado del 60 al 90% de la distancia del punto de inyección a los pozos de 
producción. 
 
Tabla 14. Ficha bibliográfica de la patente US 4,593,761 (A). 
Patente: US 4,593,761 (A) 
Título: Miscible Oil Flooding at Controlled Velocities 
Institución: Texaco Inc. 
Inventor: Hoyt Donald L. 
Fecha de publicación: 10/06/1986 
CIP: E21B43/16 
 
Analizando el estatus legal de esta patente, se observa que los derechos están vencidos 
por falta de pago de la cuota de mantenimiento desde el 23 de agosto de 1994. 
Texaco fue una empresa independiente hasta que el 9 de octubre 2001, cuando se 
fusionó con la petrolera Chevron Corp., y ese mismo día comenzó a operar Chevron 
Texaco Corp. A pesar de esta situación, Texaco sigue vendiendo sus productos bajo su 
razón social y sigue siendo una marca fuerte en los Estados Unidos, América Latina, 
África Occidental y con una fuerte presencia en Europa. En 2005, la compañía cambió su 
nombre por el de Chevron Corp. 
Como licenciador, Texaco cuenta con 21,417 patentes publicadas. Considerando la CIP 
del Anexo II, podemos observar las áreas de desarrollo tecnológico que ha abarcado 
(Figura 15). La empresa ha centrado sus esfuerzos en recuperación mejorada de 
hidrocarburos a los métodos de desplazamiento con agua usando calor (inyección de 
vapor) y por combustión in situ. Adicionalmente, ha apostado por el negocio del uso de 
productos químicos y/o biológicos (E21B43/22). 
Como ya se mencionó anteriormente, al adquirir una empresa también se obtiene el 
derecho sobre sus patentes y es responsabilidad de la nueva empresa pagar los costos 
de mantenimiento de vigencia sobre la protección. Hasta 2001, Texaco tiene publicadas 
patentes sobre recuperación mejorada de hidrocarburos bajo esta razón social, posterior a 
esta fecha, podemos encontrar patentes de la misma índole en alianza con Chevron. 
Chevron Research en alianza con la Universidad de Texas en Austin, invierte capital 
desde julio de 2007 para el desarrollo de nuevas tecnologías centradas en la recuperación 
de crudo de yacimientos maduros utilizando polímeros y surfactantes que no requieren de 
energía térmica, además de financiar estudios de solubilidad y miscibilidad de fases. El 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 30 
 
análisis de estudios como el de Hoyt contribuye a resolver los cálculos hidrodinámicos 
para la aplicación de un sistema de inyección simultáneo CO2+N2. 
 
���
��
���
��
���
��	
���
�����
		 
�����
�� 
�����
�� 
�����
�� 
�����
�	 
�����
�� 
�����
��
 
Figura 15. Patentes de Texaco para una CIP dada (21de diciembre de 2010). 
 
3.3. Patente US 4,557,330 (A) [9] 
 
Standard Oil Co. tiene 26,437 patentes registradas,� de éstas 151 se refieren a 
recuperación mejorada de hidrocarburos. La patente US 4,557,330 (A) (Tabla 15) 
reivindica un método de desplazamiento de hidrocarburos de un yacimiento a condiciones 
de temperatura y presión con una mezcla de un fluido primario (CO2) y un aditivo (N2), con 
el porcentaje de recuperación de aceite que se mencionó en el apartado de Antecedentes 
del capítulo anterior (74.6%). 
Haciendo un seguimiento de los inventores de US 4,557,330 (A), Fussell Delbert D. y 
Yellig Jr. William F., podemos observar las áreas de desarrollo tecnológico que abarcaron 
(Tablas 16 y 17). Fussell sólo patentó sistemas CO2 + N2, mientras que Yelling extrapoló 
su experiencia a sistemas vapor + disolvente (CA 1,214,387) y al proceso de recuperación 
mejorada de hidrocarburos por la formación de mezclas de CO2 miscible con aceite [CA 
1,217,127 (A1)]. 
 
Tabla 15. Ficha bibliográfica de la patente US 4,557,330 (A) 
Patente: US 4,557,330 (A) 
Título: Miscible Flooding With Displacing Fluid Containing Additive Compositions 
Inventores: Fussell Delbert D.; Yellig Jr. William F. 
Institución: Standard Oil Co. 
Fecha de publicación: 1985/12/10 
CIP: E21B43/22 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERION DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDISTRIAS EXTRACTIVAS 
�
�
Gabriela Reyes González Página 31 
 
 
Tabla 16. Patentes publicadas por el inventor Fussell Delbert D. 
1. Miscible flooding with displacing fluid containing additive compositions 
Inventor: Fussell Delbert D.; Yellig Jr William F Institución: Standard Oil Co 
CIP: C09K8/594; C09K8/58; E21B43/16 Fecha de publicación: 1983/07/05 
2. Displacing hydrocarbons in subterranean reservoirs 
Inventor: Yellig William F. Jr; Fussell Delbert D. Institución: Standard Oil Co. 
CIP: C09K8/594; E21B43/16; C09K8/58 Fecha de publicación:1983/07/05 
 
Tabla 17. Patentes publicadas

Otros materiales