Ventajas-en-la-recuperaciAn-secundaria-de-yacimientos-de-hidrocarburos--caso-CO2-y-nanotecnologia

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA 
 UNIDAD TICOMAN – POSGRADO E INVESTIGACIÓN 
VENTAJAS EN LA RECUPERACIÓN SECUNDARIA DE 
YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS, CASO: CO2 Y 
NANOTECNOLOGÍA. 
TESIS 
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE MAESTRO EN 
GEOCIENCIAS Y ADMINISTRACIÓN DE RECURSOS 
NATURALES 
 
 
 
PRESENTA: 
 ING.DANIEL GONZALO CALZADA ELORZA 
DIRECTOR DE TESIS: 
Dr. DANIEL ROMO RICO 
 MÉXICO, D.F. 2016 
 
 
 
Agradecimientos 
 
En agradecimiento a mis profesores de ESIA – ticomán, por todo el apoyo brindado a través de mis estudios y con 
la promesa de seguir siempre adelante, en especial al Dr. Daniel Romo Rico por su apoyo, aliento y estimulo 
mismos que posibilitaron la conquista de esta meta. 
 
A mi madre como una muestra de cariño y agradecimiento por todo el amor y el apoyo brindado. Porque gracias a ella 
soy una mejor persona. 
 
A mi padre que siempre ha estado ahí para brindarme su apoyo incondicional 
 
A mis hermanos y sobrinos, por las alegrías que pasamos juntos y compañía. 
 
A mi mujer por su sonrisa que calma mi cansancio, por tus brazos que me consuelan cuando las cosas no van bien, por 
tus palabras de confianza. Demostrando que sus esfuerzos son impresionantes y su amor es para mí invaluable. 
 
 
Finalmente a todos mis amigos y compañeros que gracias a ellos tuve días muy amenos dentro de mi salón de clases. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Daniel Gonzalo Calzada Elorza 
 
 
 
 
 
RESUMEN 
 
Ante la preocupación de que el petróleo accesible se está terminando, es necesario encontrar 
alternativas de producción que permitan llevarlo al mercado. El estudio de los campos en 
producción y maduros es una alternativa con elevada viabilidad dado el volumen de reservas aún 
disponibles. Los métodos de recuperación secundaria y mejorada representan una de estas opciones 
de producción de petróleo, pero ante su diversidad, es relevante identificar aquellos más apropiados 
al tipo de campo en explotación. 
Este trabajo se enfoca a analizar los elementos necesarios para la selección de métodos de 
recuperación mejorada, que permitan mejorar las condiciones de rentabilidad y riesgo de los 
proyectos en el menor tiempo posible y tomando en cuenta los temas de sustentabilidad. En 
particular, se desarrolla un caso de aplicación en el campo Onel del Complejo Cantarell. 
 
 
 
Abstract 
 
Concerned that the accessible oil is running out, we need to find alternatives that would allow it to 
market. The study of mature fields in production and is a viable alternative given the high volume 
of reserves that remain. The methods of secondary and enhanced recovery of these options 
represent oil production, but to their diversity, it is important to identify the most appropriate type 
of field operation. 
This work focuses on analyzing the elements necessary for the selection of enhanced recovery 
methods, to improve the conditions of return and risk of the projects in the shortest time possible 
and taking into account sustainability issues. In particular, an application case is developed in the 
Onel field Cantarell Complex. 
 
 
 
Introducción 
 
El petróleo es un recurso no renovable que se ha estado usando por muchos años como base de 
aporte de energía en la economía. Los grandes campos de ese hidrocarburo están en proceso de 
agotamiento, pero aún cuentan con reservas que pueden ser colocadas en el mercado. Ante este 
agotamiento, y la dificultad para encontrar nuevos campos, se tiene la alternativa de emplear 
métodos de extracción eficientes que aumenten el factor de recuperación. Se conocen un conjunto 
de métodos de recuperación secundaria y terciaria, pero dadas las condiciones geológicas, de 
infraestructura y económicas de cada campo, es pertinente identificar los criterios o consideraciones 
que permitan elegir la alternativa que redunde en obtener más producción en condiciones de 
rentabilidad. Por lo anterior, existen una serie de interrogantes por estudiar, entre las que resaltan: 
¿Qué elementos se deben tomar en cuenta en la selección de método de Recuperación Mejorada? 
 
La implementación de métodos de Recuperación Mejorada requiere de guías o métodos que 
involucren más allá de aspectos técnicos al momento de ser seleccionados (impacto ambiental, 
confidencialidad, términos conceptuales pactados, impacto social), de acuerdo con los resultados de 
una búsqueda en fuentes de información, no se identificaron dichos procedimientos de manera 
específica para el caso de CO2 y Nanotecnología. 
 
Por lo anterior, este trabajo se enfocará a identificar los elementos que permitan seleccionar 
métodos de recuperación mejorada en proyectos de explotación de yacimientos en México Así 
mismo, identificar los elementos que permitan seleccionar y evaluar alternativas tecnológicas. 
De los objetivos específicos 
a). Identificar los elementos y criterios de selección de las organizaciones. 
b). Identificar las tecnologías apropiadas para ser implementadas. 
c). Definir los elementos mínimos necesarios para una correcta implementación. 
d). Definir los campos adecuados para la implementación de la tecnología. 
 
Las tecnologías en las organizaciones han sido implementadas por especialistas en tecnologías, 
poniendo en práctica una planeación estratégica previa que permita tener los recursos disponibles. 
La experiencia ha sido la base para la implementación de estas tecnologías en las organizaciones, e 
indica la necesidad de una metodología, que permita la implementación de tecnologías en métodos 
de recuperación mejorada, facilitando las operaciones del personal y los proyectos. 
La metodología de la implementación de las tecnologías desempeñará la función de poner en 
práctica de una forma ordenada y sistemática los elementos claves identificados en esta 
investigación. Centrándose en la necesidad de conocer como las empresas y sus clientes adquieren 
tecnología, consiguiendo minimizar costos, tiempo y rendimiento de las herramientas. 
Después de la explotación de los campos a través de métodos de recuperación primaria y 
secundaria, aún es posible incrementar el factor de recuperación con la aplicación de métodos de 
recuperación mejorada, mediante procesos, los que generalmente se dividen en: Térmicos, 
Inyección de Gases y Químicos. 
La selección de un método de recuperación mejorada implica considerar elementos necesarios, 
tanto de índole económica, ambiental, político, sociales, entre otras, esto quiere decir que para su 
implementación requieren más allá de aspectos tanto técnicos como económicos. Por lo anterior, 
después de una búsqueda bibliográfica, se procedió a elaborar bases de datos y análisis diversos 
usando: 
- Bancos de información nacional e internacional. 
- Herramientas analíticas (cadena de valor de Porter, Análisis PEST, entre otros.) 
- Fuentes de información como son; Documentales, tesis, conferencias, libros, revistas, etc… 
 
Para el análisis del caso de estudio se realizaron las actividades siguientes: 
• Se identificaron las provincias geológicas de México. Se ubicaron los yacimientos 
carbonatados de México, así mismo, se identificaron las provincias petroleras más 
productoras del país. 
• De bancos de información proporcionados por SIE (Sistema de Información energética), 
CNH (Comisión Nacional de Hidrocarburos), PEMEX (Petróleos Mexicanos), Portal de 
Trasparencia, se obtuvo información para el análisis de la producción de cada yacimiento 
ubicado. 
• Se generaron gráficas de cada campo que representan los factores de recuperación, a partir 
de los datos de volumen original y volumen producido. 
• Se generaron gráficas del volumen acumulado 
• Se realizó una jerarquización de los campos seleccionados de acuerdo a la tendencia de las 
gráficas 
• Se ubicó al mejor candidato para una futura aplicaciónde un método de recuperación 
mejorada. 
• Se realizó una búsqueda de información sobre la actividad actual de los campos 
seleccionados. 
• Se incorporaron los criterios de selección que son diferentes a los técnicos 
 
La finalidad de este trabajo será identificar los elementos que permitan posteriormente seleccionar y 
evaluar alternativas tecnológicas. Para su desarrollo, se utilizará como caso de estudio la 
recuperación mejorada en un Campo de Cantarell. 
 
 
 
 
 
 
 
 
P á g i n a | 1 
 
INDICE ------------------------------------------------------------------------------------------------ 1 
Capitulo 1 
Introducción -------------------------------------------------------------------------------------------- 5 
Ciclo de vida de un yacimiento---------------------------------------------------------------------- 6 
1.1 Recuperación Primaria ------------------------------------------------------------------------- 10 
1.2 Recuperación Secundaria ---------------------------------------------------------------------- 10 
1.3 Recuperación terciaria -------------------------------------------------------------------------- 14 
1.4 Concepto de recuperación secundaria y mejorada ------------------------------------------ 17 
1.5 Situación actual de la recuperación de hidrocarburos en México. ----------------------- 19 
1.6 Inyección de CO2. ------------------------------------------------------------------------------ 21 
1.7 Método Microbiano --------------------------------------------------------------------------- 22 
1.8 Criterios de escrutinio -------------------------------------------------------------------------- 22 
Tipo de yacimientos -------------------------------------------------------------------------------- 22 
1.9 Análisis de los tipos de yacimientos --------------------------------------------------------- 23 
1.9.1 De acuerdo al tipo de roca almacenadora -------------------------------------------- 23 
1.9.2 De acuerdo al tipo de trampa ----------------------------------------------------------- 23 
1.9.3 De acuerdo a la presión original del yacimiento ------------------------------------- 23 
1.9.4 De acuerdo al Empuje predominante -------------------------------------------------- 24 
1.9.5 Identificación del tipo de fluido -------------------------------------------------------- 24 
Capitulo2 
2.1 Introducción -------------------------------------------------------------------------------------- 29 
2.2 Desplazamiento 
 2.2.1 -Desplazamiento Miscible. ------------------------------------------------ 30 
 2.2.2- Gas Licuado de Aceite ( LPG). ----------------------------------------- 30 
 2.2.3-Desplazamiento Inmiscible. --------------------------------------------- 31 
2.3 Métodos de inyección de Co2. ---------------------------------------------------------------- 32 
2.3.1 Método de Gas Alternado con Agua o WAG.-------------------------------------------- 33 
2.3.2 Método Huff and Puff.------------------------------------------------------------------------ 33 
2.3.3 Características de la Inyección de CO2 ----------------------------------------------------- 34 
2.3.4 Desventajas al inyectar CO2 , como Proceso de Recuperación Secundaria.----------- 35 
2.4 Criterios de Selección.--------------------------------------------------------------------------- 35 
P á g i n a | 2 
 
2.5 Caso de campo ----------------------------------------------------------------------------------- 36 
2.6 Balance de materia.----------------------------------------------------------------------------- 37 
2.7 Índices de empuje.------------------------------------------------------------------------------ 41 
2.8 Empuje por entrada de agua ------------------------------------------------------------------- 43 
2.9 Elección del Método más Adecuado para la Recuperación Secundaria y Mejorada del 
Campo. ----------------------------------------------------------------------------------------------- 46 
2.10 Propuestas de Inyección. --------------------------------------------------------------------- 48 
2.11 Principios Básicos de la Evaluación de Riesgo Económico. ---------------------------- 49 
 
Capítulo 3 
Recuperación secundaria usando nanotecnología.----------------------------------------------- 52 
3.1 Introducción ------------------------------------------------------------------------------------- 52 
3.1.1 La importancia de la mojabilidad en la recuperación secundaria y mejorada -------- 53 
3.1.2 Mediciones de la mojabilidad.-------------------------------------------- 54 
3.1.3 Tipos de Mojabilidad ------------------------------------------------------- 56 
3.2 Nano fluidos ------------------------------------------------------------------------------------- 59 
3.3 Aditivos para fluidos de perforación con nanotecnología --------------------------------- 60 
3.4 Nano escalas en fluidos ------------------------------------------------------------------------- 61 
3.5 Nano – Estimulantes para la recuperación de aceite pesado ------------------------------- 62 
3.6 Aplicación de campo “Cambio de mojabilidad con nanotecnología” -------------------- 63 
 3.6.1 Materiales usados -------------------------------------------------------------------- 65 
 3.6.2 teoría y calculo ------------------------------------------------------------------- 66 
 3.6.3 Evaluación de la porosidad ----------------------------------------67 
 3.6.4 Evaluación de la permeabilidad ---------------------------------70 
 3.6.5 Factores de recuperación --------------------------------- 72 
 
 
 
 
 
 
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Capítulo 4 
Estado del arte de los métodos de recuperación mejorada 
Introducción -------------------------------------------------------------------------------------------73 
4.1 Estado del arte--------------------------------------------------------------------------- 73 
4.2 Situación actual de los métodos de recuperación mejorada ---------------------- 74 
4.3 Aspectos generales del Co2 ----------------------------------------------------------- 75 
4.4 Estado del arte del Co2 ---------------------------------------------------------------- 75 
4.5 Recuperación por Desplazamiento con CO2 --------------------------------------- 77 
4.6 Mecanismos de Recuperación -------------------------------------------------------- 78 
4.7 Limitaciones --------------------------------------------------------------------------- 78 
4.8 Problemas ------------------------------------------------------------------------------- 79 
 
4.9 Estado del arte de la Nanotecnología --------------------------------------------------------- 79 
4.10 Aplicación del CO2 y Nanotecnología en el control de la movilidad. ------------------ 80 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
P á g i n a | 4 
 
Lista de tablas y gráficos 
 
Tabla 1. Clasificación y efectos de los subprocesos que se emplean en RM 
Tabla 2.- Técnicas de recuperación secundaria y mejorada 
Tabla3 .- Volumen original de hidrocarburos 
 
Tabla 4 .- Análisis de corridas del programa 
 
Tabla 5 .-- Materiales utilizados en el estudio. 
 
GRAFICOS 
Grafico 1. Porcentajes de recuperación primaria por mecanismo de empuje 
Grafico 2.- Producción de aceite en México 
Grafico 3.- Producción de gas natural en México 
Grafico 4.- Diagrama de Aceite Negro 
Grafico 5.- Diagrama de aceite volátil 
Grafico 6.- Diagrama de gas y condensado 
Grafico 7.- Diagrama de Gas húmedo 
Grafico 8.- Diagrama de Gas Seco 
Grafico 9.- Diagrama del cálculo de volumen original 
Grafico 10.- Identificación del Índice de empuje 
Grafico 11.- Verificación de la mejor técnica de EOR 
Grafico 12.- Factor de recuperación de aceite 
Grafico 13.- Factor de recuperación del gas 
Grafico 14.- Resultados en varios fluidos utilizandoagua destilada 
 
 
 
 
 
 
 
 
P á g i n a | 5 
 
Consideraciones Generales 
 Conforme se explota el yacimiento, después de la recuperación primaria y 
secundaria, el yacimiento contiene todavía de un 60 a un 80 % del aceite original que no es 
posible extraer a menos que en México se incorporen métodos de recuperación que tengan 
como propósito mejorar la eficiencia de desplazamiento del aceite e incrementando los 
ritmos de producción. 
Comenzar a implementar tecnología nueva e incorporarla en México es la visión de muchos 
científicos, sin embargo, para que esto suceda necesitamos realizar un análisis de las nuevas 
técnicas empleadas, hacer el estado del arte resultará de gran utilidad ya que será posible 
considerar y aplicar tales técnicas a los yacimientos de producción y conseguir un factor de 
recuperación mayor. 
En México los campos petroleros han ido declinado con el paso del tiempo debido 
principalmente a la falta de energía dentro del yacimiento, sin embargo existen métodos de 
recuperación (primaria, secundaria y mejorada) que generan un incremento en la presión 
del yacimiento provocando así mejorar los factores de recuperación existentes. 
Para conocer el método de recuperación más adecuado es necesario la implementación del 
estado del arte nos proporcione la información más relevante y con ello saber qué criterios 
de selección tomaremos en cuenta. 
Los diferentes procesos de recuperación de aceite que pueden ser subdivididos en tres 
grandes categorías. En el proceso primario, el aceite es forzado a salir del yacimiento 
petrolero por los mecanismos naturales de empuje de los fluidos, como expansión del aceite 
con su gas disuelto, entrada de agua, etc. Cuando la presión del yacimiento ha disminuido y 
se tiene la suficiente información desde el punto de vista técnico y económico, se puede 
inyectar agua o gas para mantener o al menos reducir la rapidez de declinación de la 
presión existente en el yacimiento, así como reducir también el ritmo de declinación de la 
producción y aumentar la recuperación final. La conversión de algunos pozos productores a 
pozos inyectores y la subsecuente inyección de gas o agua para desplazar el aceite en el 
yacimiento, ha sido denominada como recuperación secundaria de aceite. 
La recuperación terciaria, ha sido la que se aplica después de la inyección de agua (o de 
cualquier proceso secundario usado). En los procesos terciarios se han usado fluidos 
miscibles, productos químicos y energía térmica, para el desplazamiento adicional de aceite 
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después de que un proceso de recuperación secundaria ya no sea rentable. Los procesos de 
recuperación que pertenecen a esta categoría son: inyección de gases, productos químicos y 
el uso de energía térmica. Los gases usados son gases hidrocarburos, CO2, nitrógeno (el 
nitrógeno se considera dentro de este rubro, al ser considerado este un gas inerte y que entra 
en la clasificación de los métodos de desplazamiento) y gases de combustión. Para fines 
prácticos, el uso de gas se ha de considerar un proceso de recuperación terciaria si la 
eficiencia de recuperación depende de otro mecanismo donde no haya habido 
desplazamiento frontal miscible, caracterizado por la alta tensión interfacial en las 
permeabilidades. 
Tener presente el estado del arte a la hora de realizar una investigación, nos proporciona en 
el estudio el conocimiento acumulado dentro de un área específica, compilando y 
sistematizando información con el fin de hacer balances sobre las tendencias de 
investigación y tomando como punto de partida para el análisis de los métodos de 
recuperación mejorada que analizaremos; con ello se podrán tomar decisiones al abordar 
perspectivas diferentes dadas por varios actores. 
Tomando en cuenta estas consideraciones la metodología a seguir se basara en tres grandes 
pasos: contextualización donde tomaremos en cuenta los 2 métodos de recuperación 
mejorada (Inyección de CO2 y Nanotecnología). 
Clasificación tomando en cuenta sus aportes a la industria y por último categorización, 
dando a conocer los beneficios que estas herramientas tienen, estos 3 complementos 
ayudaran a entender mejor cada una de las herramientas y nos proporcionaran la 
información necesaria al tomarlas en cuenta brindándonos más de una alternativa de 
información. 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Ciclo de vida de un yacimiento petrolero 
 
La vida de un yacimiento petrolero comprende ocho etapas (ver figura 1), desde la 
exploración hasta su abandono. Dentro de cada una de estas etapas existe una gran cantidad 
de procesos que permitirán una correcta explotación del mismo. 
 
 
Figura 1. Ciclo de vida de un yacimiento de hidrocarburos (Abdus, 1994) 
 
 
La primera etapa en la vida de un yacimiento es la exploración geológica y 
geofísica, que permitirá determinar zonas de interés, es decir, donde las propiedades de la 
roca pueden permitir la acumulación de hidrocarburos. En esta parte se deben identificar las 
rocas generadora, almacén y sello. 
 
Cuando se ha identificado un posible yacimiento el siguiente paso es la perforación 
del primer pozo, llamado pozo exploratorio. Una vez que se ha terminado el pozo se le 
aplican pruebas de producción para determinar si existen o no hidrocarburos. De resultar 
positivas las pruebas se estimarán las reservas económicamente explotables y se dice que se 
ha descubierto un nuevo yacimiento. 
 
Una vez que se tiene la certeza acerca de la existencia de una reserva 
económicamente explotable, se continúa con la perforación de los pozos delimitadores y 
con la descripción del yacimiento, en la cual se deben conjuntar todos los datos de los 
P á g i n a | 8 
 
pozos que se hayan perforado. Estos comprenden las estadísticas de perforación, los 
registros geofísicos que se hayan tomado, pruebas de los núcleos con los que se cuente, 
pruebas de producción a los pozos, etc. Todos estos datos se toman en cuenta para realizar 
las primeras simulaciones de explotación del yacimiento, determinar la mejor forma de 
hacerlo y de esta manera optimizarla. 
 
Ya descrito el yacimiento comienza su desarrollo. En esta etapa se perforan los 
pozos de desarrollo y se construyen las instalaciones superficiales de producción 
(estaciones de separación, de bombeo, oleoductos, gasoductos, etc.). Es importante 
mencionar que el lapso de tiempo, desde el descubrimiento hasta la producción del primer 
barril de petróleo con fines económicos, puede tardar varios años dependiendo de la 
localización del yacimiento. 
Para dar inicio a la explotación del yacimiento, es necesario que todas las 
instalaciones superficiales de producción estén terminadas. Por lo regular la explotación de 
un yacimiento se da en tres etapas (ver figura 2). En la de explotación primaria, los pozos 
producen por la fuerza del propio yacimiento, es decir, aporta la energía para que los 
fluidos lleguen hasta la superficie. 
 
 
Figura 2. Etapas de explotación de un yacimiento de hidrocarburos 
 (Abdus Setter, 1994 ) 
 
En esta etapa de producción existen cinco mecanismos de desplazamiento por 
medio de los cuales se producen los hidrocarburos. Estos mecanismos son: empuje por la 
expansión del sistema roca-fluidos, empuje por expansión de gas disuelto, empuje por 
expansión del casquete de gas, empuje por segregación gravitacional y empuje por entrada 
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de agua. Cada uno de estos mecanismos, como se puede observar en la figura 3, tendrá 
diferentes factores de recuperación. De aquí los mecanismos que tienen una recuperación 
más alta son la entrada de agua y la segregación gravitacional. Esta gráfica es para medios 
homogéneos, por lo cual para yacimientos reales se tendrán diferentes curvas, debido a las 
heterogeneidades del medio y a la combinación de los mecanismos. 
 
Conforme se explota el yacimiento, esteperderá energía (presión), lo cual da como 
resultado una declinación en la producción. Para evitar que la producción baje hasta niveles 
incosteables se le aplica al yacimiento energía externa para que los ritmos de producción 
vuelvan a incrementarse. De esta forma inicia la etapa de explotación secundaria. Por lo 
regular en esta etapa al yacimiento se le aplican métodos de mantenimiento de presión, que 
son la inyección de agua o de gas no hidrocarburo inmiscible. 
 
 
Figura 3. Porcentajes de recuperación primaria por mecanismo de empuje 
 Fuente : (Producción, 2007 ) 
 
Después de un tiempo de haberse implementado un método de recuperación 
adicional o de mantenimiento de presión, la producción nuevamente declinará. En ese 
momento se puede aplicar otro método diferente de recuperación mejorada para volver a 
P á g i n a | 10 
 
incrementar los gastos de producción y de esta forma dar inicio a la etapa de explotación 
terciaria. 
 
Una vez que se han agotado todos los métodos para mantener la producción 
económicamente viable, comienza la última etapa en la vida del yacimiento, que es el 
abandono del mismo. En esta etapa se llevan a cabo todas las operaciones necesarias para 
taponar los pozos de tal manera que no causen daño al ambiente. Algunos de los equipos de 
las instalaciones superficiales de producción que se pueden reutilizar son trasladados a 
otros activos para reducir costos. 
 
Es así como termina la vida de un yacimiento, pero comienza de nuevo el ciclo en 
otros lugares para satisfacer la demanda de hidrocarburos en todo el mundo. 
(Producción, 2007 ) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
P á g i n a | 11 
 
 
 
1.1 Recuperación primaria 
Un proceso de recuperación primaria de hidrocarburos se presenta, cuando el flujo de los 
fluidos hacia los pozos es debido a la energía natural existente en el yacimiento. 
 
1.2 Recuperación secundaria 
 
Como se hizo mención, cuando un yacimiento pierde presión y como consecuencia 
disminuye la cantidad de hidrocarburos que produce, es necesario impartir al yacimiento 
energía externa para tratar de mantener los gastos de producción. 
En general se define a los métodos de recuperación secundaria, tiene como objetivo 
mantener la presión del yacimiento (mantenimiento de presión) sin afectar las propiedades 
del sistema roca-fluidos; y los métodos de recuperación mejorada, como aquellos cuyo 
objetivo es afectar las propiedades de los sistemas roca, fluidos y roca fluidos. 
Dentro de los métodos de recuperación secundaria se encuentran la inyección de 
agua y de gases no hidrocarburos inmiscibles, como el nitrógeno o CO2. En estos procesos 
el objetivo es mantener la presión del yacimiento para seguir manteniendo los ritmos de 
producción y desplazar los fluidos de la zona invadida. 
 
La inyección de agua puede realizarse en dos diferentes formas: periférica o externa; 
y dispersa o en arreglos. En la forma externa el agua se inyecta fuera de la zona de aceite, 
es decir, se inyecta dentro del acuífero para incrementar el barrido por la inyección de agua 
(ver figura 4a). Por otro lado en la inyección dispersa o en arreglos geométricos, se da 
dentro de la zona de aceite, provocando el desplazamiento de los fluidos del yacimiento por 
la invasión de agua, del pozo inyector a los pozos productores (ver figura 4b). Para 
determinar que tipo de inyección es conveniente se deben realizar diversas pruebas de 
laboratorio y tener en cuenta su heterogeneidad. Dicha inyección puede causar que el frente 
de desplazamiento no sea uniforme y provoque problemas que como consecuencia 
decrezcan la producción. 
 
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 (a) (b) 
Figura 4. Inyección de agua externa (izquierda) y en arreglos (derecha) 
 (Producción, 2007 ) pag. 18 
 
Similarmente la inyección de gas no hidrocarburo puede realizarse de dos formas: 
interna y externa. En la primera de ellas el gas se inyecta dentro de la zona de aceite. Por lo 
general se aplica a yacimientos que producen por expansión de gas en solución y que no 
cuenten con un casquete de gas y que no tengan la tendencia a desarrollar una capa de gas 
secundaria. Por otro lado la inyección de gas externa se produce en la parte alta de la 
estructura del yacimiento y por ende ayuda al desplazamiento por expansión del casquete 
de gas (ver figura 5). 
 
 
Figura 5. Inyección de gas externa. 
 
(Producción, 2007 ) Pag. 18 
 
 
 
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Existen varios factores que afectan en gran medida los desplazamientos por 
inyección de agua o gas. Uno de ellos es la mojabilidad, ya que cuando se inyecta agua 
dentro de la zona saturada con aceite para desplazar este último, en el caso de rocas 
mojadas por agua, esta tenderá a adherirse a la superficie de la roca, formando una especie 
de cuña con lo cual el desplazamiento será mas eficiente que cuando lo es mojada por 
aceite; en este último caso el agua tenderá a moverse por el centro de los canales de poro al 
igual que en el caso de la inyección de gas porque nunca moja a la roca. Por lo anterior se 
puede deducir que la inyección de agua es más eficiente (ver figura 6). 
 
 
Figura 6. Comparación entre los desplazamiento por gas (izquierda) y agua (derecha). 
 Fuente : (Clarck) 
 
 
Otro factor es la variación en el tamaño y forma del espacio poroso. En el 
desplazamiento por gas, éste tiende a moverse solo por los canales de poro más grande, 
debido a su mayor movilidad y menor viscosidad en relación al aceite. El hecho de que el 
gas sólo se mueva por los canales de poro más grandes ocasiona que una gran cantidad de 
aceite permanezca inmóvil lo que se traduce en una recuperación baja (ver figura 7). 
 
 
 
Figura 7. Movimiento del gas a través de los canales de poro. Fuente : (Clarck) 
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Por otro lado, en la inyección de agua las fuerzas capilares causan que el agua se 
mueva más rápido por los canales de poro más pequeños y con menos permeabilidad 
(figura 8a). Conforme la saturación de agua se incrementa el aceite adopta la forma de un 
hilo o película como se observa en la figura 8b. Conforme esta película se adelgaza la 
tensión interfacial se incrementa lo que provoca el rompimiento de dicha película en los 
puntos A y B, formando pequeñas burbujas de aceite que permanecerán inmóviles, que es 
la saturación residual de aceite (figura 8c). 
 
(a) 
 
 (b) (c) 
 
Figura 8. (a) Diferencia de velocidades al pasar a través de canales de poro con 
diferentes tamaños. (b) Formación de una película de aceite a causa de la tensión 
interfacial. (c) Saturación de aceite residual a causa del rompimiento de la película. 
 
 Fuente : (Clarck) pag. 13 
 
 
De lo anterior se concluye que para elevar la eficiencia en el desplazamiento de 
aceite por la inyección de un fluido es necesario reducir la tensión interfacial, lo cual se 
puede lograr mediante la adición de solventes para alcanzar un desplazamiento miscible, 
que es el caso de algunos procesos de recuperación mejorada. 
 
 Fuente : (Clarck) pag. 13 
P á g i n a | 15 
 
 
1.3 Recuperación mejorada 
 
 Como se mencionó los métodos de recuperación mejorada a diferencia de los 
métodos de recuperación secundaria, están enfocados a afectar las propiedades de la roca 
(mojabilidad), o los fluidos (viscosidad, tensión interfacial, etc), con el objetivo de obtener 
relaciones de movilidad favorables entre el fluido desplazante y desplazado, para 
incrementar la producción. 
 
 De una forma general los procesos de recuperación mejorada se subdividen en 
cuatro grandes categorías, que son: Térmicos, Químicos, Miscibles y Bacteriológicos. Y asu vez estas se dividen de acuerdo al tipo de fluido inyectado. 
 
 En la tabla 1, se muestran los porcentajes de recuperación para cada fluido en un 
medio homogéneo. De esta tabla se puede observar que la mayoría de los fluidos actúan 
sobre la reducción de la viscosidad, reducción de la tensión interfacial o la alteración de la 
mojabilidad, para producir un incremento en la movilidad del aceite o un decremento en la 
movilidad del fluido inyectado, generando una producción adicional de aceite. 
 
Subproceso Tipo de fluido Efecto en mecanismo % de recuperación 
alcanzado 
Térmico 
 Vapor Reduce la viscosidad 
Vaporiza ligeros 
5-40 
 Combustión Reduce viscosidad 
Vaporiza ligeros 
10-15 
 Agua caliente Reduce viscosidad 5-10 
Solvente 
 Hidrocarburo miscible Desarrolla miscibilidad 5-10 
 CO2 miscible Desarrolla miscibilidad 
Inchamiento de aceite 
5-10 
 CO2 inmiscible Mejora movilidad, 
disuelve gas 
5-15 
 N2 Mejora movilidad, 
disuelve gas 
5-15 
 Aire Mejora movilidad, 
disuelve gas 
5-15 
 Gas de combustión Mejora movilidad, 
disuelve gas 
5-15 
P á g i n a | 16 
 
Químico 
 Polímero Mejora movilidad 5 
 Surfactante Mejora movilidad 
Reduce tensión interfacial 
15 
 Alcalis Mejora movilidad 
Reduce tensión interfacial 
Altera mojabilidad 
5 
Bacteriológico 
 Lípidos (biosurfactante) Reduce tensión interfacial 
Obstruye el medio poroso 
Producción in situ de 
CO2, alcoholes y ácidos 
7-30 
 Polisacáridos 
(biopolímero) 
Obstruye el medio poroso 
Producción in situ de 
CO2, alcoholes y ácidos 
7-30 
 
Tabla 1. Clasificación y efectos de los subprocesos que se emplean en RM 
(Producción, 2007 ) página 22 
 
 
Los porcentajes de la tabla consideran experiencias de campo y de laboratorio, por 
lo cual son una aproximación general, ya que en un yacimiento en particular se deben 
considerar las heterogeneidades particulares, ya que puedan ocasionar canalización y alta 
dispersión, y con ello una reducción en el porcentaje de recuperación. 
 
De los diversos solventes que se pueden utilizar para ello, se encuentra el gas 
hidrocarburo bajo condiciones de miscibilidad. El presente trabajo está enfocado a explicar 
la forma en que se desarrolla este proceso ya que cuenta con varias ventajas sobre la 
inyección de gas y agua, lo que lo hace atractivo para implementarse en México, aún en 
yacimientos que han estado bajo un proceso de inyección de agua. 
 
 
 
 
 
 
 
P á g i n a | 17 
 
1.5 Concepto de recuperación secundaria y mejorada. 
 
Es toda actividad encaminada a una recuperación adicional que se obtendría con la energía 
propia del yacimiento, otorgando una energía externa, cualquiera que sea el tipo de ella. 
Comúnmente esta energía es suministrada al yacimiento ya sea en forma mecánica o 
calorífica : La energía en forma mecánica se suministra al yacimiento cuando le inyectan 
fluidos tanto líquidos como gaseosos, que desplazan al aceite remanente en el yacimiento. 
Como energía se representaría por el producto ( PV), presión por volumen, que implica 
trabajo o la capacidad para producirlo. 
 
Los métodos de recuperación se clasifican de la siguiente forma: 
1.- Inyección de agua 
2.- Inyección de gas natural 
3.- Métodos térmicos 
4.- Inyección de vapor 
 - combustión insitu 
5.- Miscibles 
 - Solvente hidrocarburo 
 - Gas natural 
 - Gas de combustión 
 - Bióxido de carbono 
 - Nitrógeno 
6.- Desplazamiento químico 
 - Polímeros 
 - Surfactante / polímero 
 - Álcalis 
 
 
 
 
 
P á g i n a | 18 
 
Por lo general, todos los procesos de recuperación mencionados, están diseñados y 
seleccionados para mejorar alguna propiedad o característica, de tal forma que se 
incrementen las eficiencias de recuperación de aceite, eliminando efectos de presión 
capilar, aumentando fuerzas viscosas de arrastre y en general, aumentar la eficiencia de 
desplazamiento y barrido. 
 
Caracterización del yacimiento y de los fluidos. 
 
La primera acción en la aplicación de estas técnicas a un campo debe ser: caracterización 
geológica y petrofísica del yacimiento y la caracterización física química de los fluidos 
residentes en el medio poroso. Dentro de esta caracterización podemos listar la siguiente: 
 . Profundidad, ángulo de inclinación, espesor neto, número de estratos, extensión 
areal, presión y temperatura. 
 . Composición litológica de la roca almacenadora, densidad, heterogeneidades, 
propiedades térmicas, porosidad, permeabilidad y mojabilidad. 
 . Curvas de permeabilidad relativas y presión capilar. 
 . Tipo y área de arreglo de pozos, numero de arreglos en el yacimiento. 
 . Volumen original del yacimiento, reservas, gasto de inyección y /o producción 
 . Densidad, viscosidad, saturaciones y factores de volumen de los fluidos. 
El conocer todos estos parámetros del yacimiento, da conformidad para poder determinar la 
aplicación de alguna de estas técnicas de recuperación secundaria o mejorada a un campo 
petrolero. 
Inyección de agua y gas natural.- Como una forma de sustituir la presión del yacimiento, al 
agotarse su energía y por consecuencia la producción, se han empleado técnicas de 
inyección de gas y agua para presionarlos y restaurar la producción. Estas técnicas muchas 
veces conviene aplicarlas no precisamente al final del agotamiento, sino en etapas 
anteriores a esta, manteniendo la presión entre valores adecuados para los fines económicos 
y de recuperación buscados. 
Desplazamiento Miscible.- Considera la inyección de un solvente que sea miscible o 
desarrolle miscibilidad por transferencia de masa, con el aceite por recuperar, En estas 
condiciones, al no existir interfase aceite fluido desplazante ( agente RMP ), la presión 
P á g i n a | 19 
 
capilar se nulifica y la eficiencia de desplazamiento teóricamente es de 100% . Las curvas 
de permeabilidad relativa del aceite ( Kro ) y del agente RPM ( Kra ) son directamente 
proporcionales a su valor de saturación. <EL bache de agente de RMP generalmente es 
desplazado por agua o un gas barato y abundante. 
Agentes químicos.- Para la inyección de estos agentes, el agua de inyección se mezcla con 
estos aditivos o sustancias químicas 
1.6 Situación actual de la recuperación de hidrocarburos en México. 
México tiene ventajas competitivas como uno de los mejores productores del 
mundo, principalmente a sus prácticas operativas a una operación muy rentable. 
Desde el año 2005 y hasta el 2014 la producción de aceite se ha visto envuelta en 
una declinación muy importante donde la producción de aceite era aproximadamente de 
3.383 MMBPD y se redujo hasta los 2.5 MMBPD. 
 
Producción de aceite en México 
 Fuente : (Hidrocarburos) 
 
 
P á g i n a | 20 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Producción de gas natural en México 
 
 Fuente : (Hidrocarburos) Pag. 25 
 
Sin embargo, a pesar de las cifras la mayor parte de la declinación en la producción de 
México viene de un descenso del campo Cantarell, que solía ser el segundo campo 
petrolero más grande del mundo en producción. Debido a esta caída, Petróleos Mexicanos 
inicio una inyección masiva de nitrógeno con la finalidad de mantener la producción de 
hidrocarburo pasando de 1,1 millones de barriles por día a un máximo de 2,1 millones de 
barriles por día en los últimos inicios de la década pasada. 
 
 
 
 
 
 
P á g i n a | 21 
 
1.7 Inyección de CO2. 
 
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 puedenser 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 más de 
317,000 bpd de aceite adicionales. 
 
CO2 en la práctica. 
 
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. 
 
Recuperación del CO2 
 
El CO2 se recupera mediante los filtros que condenan el agua ( secadores o dryers ) y 
mediante tamices moleculares. El CO2 tiene propiedades que lo hacen ideal para ser 
utilizados en proyectos de inyección en yacimientos petroleros. 
 
 
P á g i n a | 22 
 
1.8 Criterios de escrutinio. 
 
Cuando se está considerando la implementación de un proceso de recuperación secundaria 
o mejorada a un yacimiento, se deben tomar en cuenta muchos factores para determinar qué 
proceso tiene mayor probabilidad de éxito y de esta forma destinar recursos para pruebas 
que determinen su aplicación. Un primer estudio que se puede realizar de forma rápida y 
económica es la comparación de las propiedades del yacimiento con los criterios de 
escrutinio publicados. 
 
Los criterios de escrutinio son estudios estadísticos que se desarrollan a partir de 
datos publicados de pruebas de laboratorio, simulaciones, pruebas piloto y resultados de 
aplicaciones en campo de los diversos procesos de recuperación secundaria y mejorada, en 
los que se han obtenido resultados satisfactorios. En éstos se presentan rangos promedio de 
las propiedades de los fluidos, tales como: densidad del aceite, viscosidad, composición; y 
características generales del yacimiento: profundidad, temperatura, espesor, tipo de 
formación, saturación de aceite, permeabilidad, para que con base en estas características se 
haga una primera selección de los procesos que se pueden aplicar al yacimiento en estudio. 
 
Fuente: (Screening Critical Revissited Part 1 Introduction to Screening Critical and 
Enhanced Recovery Field Projects ) 
 
1.9 Tipos de Yacimientos 
 Se tienen 5 diferentes tipos de fluidos en el yacimiento: aceite negro, aceite volátil, gas 
retrogrado, gas mojado y gas seco. Sin embargo, estos yacimientos de hidrocarburos 
pueden tener ciertas características que se diferencian unas de otras, definiéndolas por sus 
principales factores que afectan su comportamiento y del: 
1.-Tipo de roca almacenadora 
2.-Tipo de trampa 
3.-Fluidos almacenados 
4.-Presión original del yacimiento 
5.-Empuje predominante 
P á g i n a | 23 
 
 
1.9.1 De acuerdo al tipo de roca almacenadora: 
Se tiene una gran variedad de rocas que pueden contener hidrocarburos, sin embargo las 
principales rocas que pueden almacenar hidrocarburos de forma eficiente son Arenas, 
calizas porosas cristalinas, calizas oolíticas, calizas detríticas, calizas fracturadas, areniscas 
y calizas dolomíticas o dolomitizadas, esto debido principalmente a sus características 
físicas como: baja porosidad, alta permeabilidad, fracturas y comunicación que tiene con el 
yacimiento. 
1.9.2 De acuerdo al tipo de trampa: 
Una trampa petrolera debe ser aquella que permita mantener, acumular y concentrar el 
hidrocarburo, manteniéndolo atrapado y evitando la fuga de este por los poros de la roca. 
Las principales trampas son : 
Anticlinales; El origen del entrampamiento es debido a la acción de la gravedad. 
Por penetración de domos salinos; Puede ir ligado a fallas y / o discordancias. 
Por fallas; Las fallas evitan la continuidad del hidrocarburo permitiendo la acumulación. 
Estratigráficos ; Debido a cambio de facies y/o discordancias, por disminución de la 
permeabilidad. 
Mixtos o combinados; combinación de trampas anteriores. 
 Fuente : (Cain) 
 
1.9.3 De acuerdo con la presión original en el yacimiento. 
 
Bajo saturados; Se le llama así debido a que la presión inicial del yacimiento es mayor a la 
presión de saturación y en estos casos podemos observar que todo el gas se encuentra 
disuelto en el líquido. 
Saturados: A diferencia de los bajosaturado, la presión inicial es igual o menor que la 
presión de saturación, ocasionando presencia de gas libre disperso en el yacimiento o en 
forma de un casquete. 
1.9.4 De acuerdo con el tipo de empuje predominante: 
 
 
P á g i n a | 24 
 
Por expansión de líquidos y roca; 
Este proceso ocurre en yacimientos bajo – saturados alcanzando la presión de saturación. 
La expulsión del aceite se debe a la expansión del sistema. El aceite, el agua congénita la 
roca se expande desplazando hacia los pozos productores al aceite del yacimiento. 
 
Empuje por capa o casquete de gas: 
Este empuje es ocasionado por la invasión progresiva de gas desplazando al aceite hacia los 
pozos productores. 
Empuje hidráulico 
Este proceso es muy similar al empuje por casquete de gas, el agua invade y desplaza al 
aceite, progresivamente, desde las fronteras externas del yacimiento hacia los pozos 
productores. 
 
Empuje por Segregación gravitacional. 
La segregación gravitacional o drene por gravedad es la tendencia del aceite, gas y agua a 
distribuirse en el yacimiento bajo condiciones favorables de segregación, gran parte del gas 
liberado fluirá a la parte superior del yacimiento, en vez de ser arrastrado hacia los pozos 
por la fuerza de presión formando un casquete de gas y favoreciendo el movimiento de 
fluidos. 
Fuente : (Cain) 
 
1.9.5 Identificación del tipo de fluido. 
 
Los diferentes tipos de fluidos son analizados y definidos en laboratorio dependiendo de la 
información disponible obtenida en producción. Entre los indicadores que definen el tipo de 
fluidos que se tiene en el yacimiento al iniciar la producción está: La relación gas – aceite, 
el color del aceite y la densidad del mismo. 
 
 
 
 
P á g i n a | 25 
 
Aceite Negro. 
El diagrama de fases muestra un amplio rango de temperaturas, en este tipo de yacimientos 
es posible observar que la presión inicial es mayor a la presión de burbuja y su punto crítico 
se encuentra por encima de la envolvente de fases como se muestra en la siguiente figura. 
 
 
 
 
 
 
(Cain) 
 
Aceite volátil. 
 Dentro del contenido de este tipo de aceite se tienen moléculas menos pesadas. En el 
diagrama de fases a diferencia de aceite negro, los rangos de temperatura son más pequeños 
y la posición hacia el punto crítico es más aproximada. 
 
P á g i n a | 26 
 
 
(Cain) 
 
De gas y condensado retrogrado. 
A condiciones originales de presión y temperatura suele tener un comportamiento gaseoso 
pero al declinar la presión se forma una fase liquida, el diagrama de fases muestra el punto 
crítico más abajo del lado derecho de la envolvente. 
 
 
 
 (Cain) 
P á g i n a | 27 
 
Gas Húmedo. 
Su composición es predominantemente de moléculas pequeñas y a condiciones de presión y 
temperatura original se comporta como gas, sin embargo, a condiciones superficiales se le 
puede ver como gas y líquido. 
 
 
 
(Cain) 
Gas seco. 
Su composición y condiciones de presión y temperatura son tales que el yacimiento 
siempre tendrá gas en superficie se llegan a recuperar volúmenes muy pequeños de líquido. 
 
 (Cain)P á g i n a | 28 
 
Capítulo 2. Análisis Técnico - Económico de la Inyección de Agua y Co2. 
 
Introducción. 
 
La inyección de CO2 es un método de recuperación secundaria para el cual se inyecta 
dióxido de carbono en el yacimiento de hidrocarburos, con la finalidad de reducir la 
viscosidad del aceite, mejorando su movilidad e incrementando la producción. 
 
La recuperación de aceite por este método se ha convertido en una mejor opción para 
generar mayor productividad. Sin embargo, modifica una gran cantidad de propiedades de 
la roca, entre las que destacan: 
- Viscosidad del aceite 
- Tensión Interfacial 
- Saturación residual 
- Presión capilar 
- Factor de recuperación. 
Dichas propiedades que deben ser consideradas a profundidad al inyectar el CO2 para 
evitar posibles problemas con el pozo. 
 
La literatura especializada señala que existen básicamente dos métodos de inyección de 
CO2: 
a) En un tipo, el CO2 es inyectado en la periferia del campo, donde la producción ha ido 
decayendo largamente por medio de la recuperación primaria, esto debido a que el aceite y 
el CO2 se han movido hacia los pozos productores. 
 
En este proceso se inyecta agua alternadamente con el CO2, comúnmente llamado “Gas 
Alternado con Agua” o WAG, evitando producir los dos problemas principales que se 
asocian con la inyección continua de Dióxido de Carbono. 
 
P á g i n a | 29 
 
b) El otro método de recuperación es el llamado “Huff and Puff” conocido comúnmente 
como Inyección Alterna, donde el CO2 se inyecta dentro del pozo y se cierra por 2 o 4 
semanas, provocando que el pozo se estabilice y produzca nuevamente. Este ciclo se llega 
a repetir de 2 a 3 ocasiones y comúnmente la producción obtenida de cada acción es menor 
a la anterior debido al declive de la producción, hasta un punto en el cual deja de ser 
rentable para seguir inyectando CO2. 
 
Desplazamiento Miscible. 
 
La Miscibilidad se define como la propiedad de algunos líquidos para mezclarse en 
cualquier proporción formando una solución. Para el caso de las tres fases que se 
encuentran en el yacimiento podemos decir que la miscibilidad se refiere a la capacidad de 
poder mezclarse, el gas, el aceite y el agua. 
 
Un proceso de desplazamiento miscible mantendrá la presión del yacimiento y mejorara el 
desplazamiento del aceite debido principalmente a la reducción de la tensión interfacial que 
existe entre el aceite y el agua, comúnmente se ocupan diferentes tipos de gases, sin 
embargo los más comunes son: 
 
1. Gas Licuado de Aceite (LPG). Como son el gas propano, el metano a altas presiones, 
metanos enriquecidos con hidrocarburos ligeros, nitrógeno a altas presiones y sobre todo 
dióxido de carbono ( CO2 ) el cual es el fluido más comúnmente utilizado en la industria 
porque es menos costoso y disminuye la tensión interfacial entre el aceite y el agua. 
 
P á g i n a | 30 
 
 
Figura. Proceso CO2-EOR. 
 Fuente: (KGS). 
 
Desplazamiento Inmiscible. 
 
Un desplazamiento inmiscible, se puede entender con el siguiente ejemplo: cuando 
hablamos de un desplazamiento por agua podemos decir que el agua no genera una mezcla 
con el aceite debido a las diferencias de densidades y esto provoca que el aceite sea 
removido del espacio que ocupa por el agua, a esto le podemos llamar desplazamiento 
inmiscible debido a que no existe una mezcla entre el aceite y el agua, sin embargo es 
necesario considerar un punto muy importante: El fenómeno de la mojabilidad, ya que el 
inyectar el agua en el yacimiento provoca que la roca que se encontraba mojada por aceite 
ahora se encuentre mojada por agua y por ende implica cambiar la “mojabilidad” que se 
encuentra en el yacimiento con esto se ven alteradas diferentes propiedades del yacimiento 
como son la presión capilar, las permeabilidades etc. 
 
 
 
P á g i n a | 31 
 
Otro punto importante es que este tipo de desplazamiento se considera incompresible al 
existir condiciones de estado estables en el yacimiento, lo anterior quiere decir que la 
presión del yacimiento en todos los puntos es constante. 
 
 
Fuente : (Barandiarian) 
 
 
Métodos de inyección de Co2. 
 
Es necesario considerar igualmente la reducción de la saturación residual, ya que ésta será 
la que nos marque el incremento o decremento de la eficiencia de nuestra herramienta. 
Esto quiere decir que si la reducción de la saturación residual obtiene un valor bajo, se 
incrementará el factor de recuperación. A su vez el valor de la saturación del aceite 
residual está en función del número capilar de la roca. 
Al incrementar dicho número capilar, la saturación de aceite residual disminuye, esto es 
debido a la reducción de la tensión interfacial que existe entre el aceite y el CO2. 
Método de Gas Alternado con Agua o WAG. 
 
P á g i n a | 32 
 
La inyección alternada de agua y gas se genera en condiciones de inmiscibilidad, que 
quiere decir que no existe una mezcla entre ambos fluidos, además de que este método tiene 
dos finalidades: a) Por una parte, al inyectar el agua a cierta temperatura y presión 
reduce la viscosidad del aceite, al entrar en contacto con él, consiguiendo que se 
mueva con mayor facilidad. b) Por otro lado logra incrementar el gradiente de presión, 
provocando la expulsión espontánea del aceite. 
 
El proceso se lleva acabo de la forma siguiente: Al tener un decremento en la producción 
del yacimiento se procede con la inyección en el mismo yacimiento a través de un pozo 
inyector. Una vez terminada la inyección del gas, se inyecta el agua a una tasa 
considerable, misma que dependerá de la movilidad de ambos fluidos. 
 
Método Huff and Puff. 
 
Este método es considerado uno de los mejores para los pozos que han producido 
cantidades grandes de hidrocarburos. Difícilmente se pueden obtener mejores producciones 
con otro método. Lo primero que se hace es inyectar una gran cantidad de CO2 al pozo y 
posteriormente se cierra hasta generar su estabilidad; Por último, se abre la producción, esto 
se debe al incremento de presión que se genera dentro del yacimiento lo cual provoca que el 
aceite salga hacia la superficie. 
 
 Fuente : (Simpson) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
P á g i n a | 33 
 
Características de la Inyección de CO2 
 
Existen diversas características que producen la movilidad del aceite al inyectar CO2 en el 
yacimiento. Entre las más importantes se encuentran las siguientes: 
 
1.- Promueve el hinchamiento del aceite (el volumen del aceite incrementa del 10 al 20 %) 
 
2.- Reduce la viscosidad del aceite 
 
3.- Aumenta la densidad del aceite 
 
4.- Es altamente soluble en agua 
 
5.- Ejerce un efecto ácido sobre la roca 
 
6.- Puede evaporar y extraer partes del aceite 
 
Esto en conjunto provoca una mayor reducción de la viscosidad del aceite saturado. Al 
mezclarlo con CO2 la presión aumenta y éste se puede extraer con mayor facilidad, 
mientras la presión va disminuyendo. Entre más pesado sea el aceite mayor será la 
reducción de la viscosidad, lo que aumenta su densidad. La inyección del CO2 también 
tiene un efecto sobre el agua o la salmuera que se encuentra en el yacimiento, pues provoca 
cierta expansión del agua cuando se disuelve. En consecuencia, cuando el CO2 se inyecta, 
la densidad del aceite y el agua se aproximan, lo cual disminuye las posibilidades de 
segregación gravitacional de estos fluidos. 
 
Por otro lado, el efecto ácido del CO2 sobre la roca ha demostrado que mejora la 
inyectabilidad del agua a través del yacimiento por una acción estabilizadora de arcillas, 
reduciendo el pH y consiguiendo prevenir el hinchamiento de las mismas arcillas que 
causan un bloqueo en el medio poroso. 
 
P á g i n a | 34 
 
Desventajas al inyectar CO2, como Proceso de Recuperación Secundaria. 
 
1.- La producción de grandes cantidades disueltas de gas, requieren grandes instalacionesque son costosas. 
 
2.- La solubilidad del CO2 en el agua puede incrementar el volumen necesario para la 
miscibilidad del aceite. 
 
3.- Cuando se logra la miscibilidad con el aceite, este es menos viscoso que el aceite en el 
yacimiento. 
 
4.- La inyección de baches de agua es a menudo necesario para reducir la digitación ?. 
 
5.- El dióxido de carbono con agua forma el ácido carbónico el cual es altamente corrosivo. 
 
6.- Se necesitan grandes volúmenes de CO2, con un rango de 5 a 10 mil pies cúbicos de 
gas para producir un barril. 
 
Criterios de Selección. 
 
Lo primero que tenemos que tomar en cuenta es la saturación de aceite residual debido a 
que puede llegar a ser insuficiente y no ser rentable. Se dice que cuando se tiene una 
saturación del 25 al 30 %, esta se considera mínima. 
 
Mientras que por otro lado, una capa grande de gas se convierte normalmente en un factor 
desfavorable debido a que si la presión del yacimiento es considerablemente baja respecto a 
la presión mínima para poder ser miscible, vamos a necesitar volúmenes grandes de CO2 
para poder conseguirlo. 
 
Otro factor importante que debemos tomar en cuenta es la profundidad debido a que la 
presión mínima para que ocurra miscibilidad se encuentra por encima de los 84.5 
P á g i n a | 35 
 
kilogramos sobre centímetro cuadrado, por lo general, con esta presión se requiere una 
profundidad mayor a 762 metros para no exceder la presión de fractura. En estos casos la 
temperatura no se toma mucho en cuenta. 
 
Las características que se señalaron no necesariamente llegaran a determinar un factor, 
debido a que el asignarle un valor a cada característica no debe considerarse una limitante 
rígida, sino únicamente un indicador de un orden de magnitud. 
 
 
 Fuente : (Texaco, 1992 - 1994) 
 
Caso de Campo. 
 
Los conceptos de Recuperación secundaria y mejorada se tienen que ver reflejados en la 
aplicación de los mismos, por tal motivo es necesario buscar los más adecuados a la 
implementación de inyección tanto de Co2 como de agua. Tomando como referencia un 
pozo del campo activo de Producción “Abkatún Pol Chuc”, veremos reflejado el 
incremento de la producción. 
 
El principal problema que ocurre en este campo se refiere al cambio de “facie litológico” 
entre la zona NW y su zona central, debido a una gran diferencia en la presión de la zona de 
producción. 
 
Se tiene implementado un proceso para mantener la presión y evitar su caída en el 
yacimiento, sin embargo en el área NW del campo, donde la roca presenta menor grado de 
fracturamiento y porosidad, el efecto de la inyección se ve disminuido y la baja 
permeabilidad afecta directamente al índice de productividad del pozo. Estos problemas, 
junto con la homogeneidad de la formación, hacen que el yacimiento sea un buen candidato 
para implantar un método de recuperación secundaria orillando a la recuperación por 
inyección de agua y Co2 en la parte frontal del yacimiento. 
 
P á g i n a | 36 
 
Para poder llevar a cabo la implantación de un método de recuperación secundaria en este 
pozo, es necesario: 
 
Evaluar analíticamente el comportamiento del yacimiento, determinar los mecanismos de 
empuje predominantes del campo por medio de cálculos y utilizar la ecuación de balance de 
materia, además del análisis de las pendientes, desarrollado por el M. en I. Maximino Meza 
(Curva de Log P vs Np). La energía presente en el comportamiento del yacimiento será de 
gran utilidad en la determinación del método de recuperación aplicado, así como en los 
resultados de volumen original. 
 
Balance de Materia. 
 
Se tienen varias formas para calcular el volumen original de un yacimiento, sin embargo, 
una de las formas más utilizadas es la del Balance de Materia, tomando en cuenta los 
parámetros del yacimiento, historia - presión - producción, entre otros. Esta ecuación toma 
en cuenta la relación de los volúmenes del yacimiento, que se encuentran in situ y los 
ubicados en superficie, además de los mecanismos que se ejercen dentro del yacimiento, los 
cuales se ven reflejados en el sistema roca - fluidos. 
 
La fórmula es la siguiente : 
 
N Boi Ce ΔP + We = NpBo+WpBw 
 
Donde 
N: Volumen de aceite 
Boi : Factor de volumen de aceite 
Ce : compresibilidad 
ΔP: Variación de presión 
We . Entrada del agua 
 
 
P á g i n a | 37 
 
Expansión de Aceite Agua y Roca @ C. Y. Entrada de Agua. Volumen de Fluidos 
Desplazados. 
 
Una vez que se tiene la información del campo ( presión, temperaturas, mecanismo de 
expansión, etc. ), se puede observar su comportamiento y predecir que no hay 
producción de agua debido a que la entrada de agua es por un acuífero que no se 
encuentra activo, considerando We ( entrada de agua ) Nula. 
 
Tomando esto en consideración podemos decir que la recuperación del aceite es debido 
principalmente a la caída de presión y la compresibilidad efectiva de la formación, por lo 
tanto la ecuación queda de la siguiente manera: 
 
NBoiCeΔP = NpBo 
 
Expansión del sistema @ C. Y. Volumen de fluidos producidos @ C.Y. 
 
Cálculos y Datos que se Utilizaron: 
 
Gracias a las correlaciones que existen en la literatura especializada y utilizando los datos 
del yacimiento, fue posible calcular la compresibilidad efectiva de la formación con la 
ecuación correspondiente: 
 
 
Y tomando como base los siguientes datos: 
 
Pi =Presión inicial del yacimiento =359.13 kg/cm2 @3400 mv 
Np =Producción acumulada de aceite =38.60 MMbls 
Pws =Presión media del yacimiento =177.00 kg/cm2 @ 3400 mv 
Pb =Presión de saturación =175 kg/cm2 
Boi =Factor del volumen inicial de aceite =1.440 m3/m3 
P á g i n a | 38 
 
Bo =Factor de volumen del aceite a Pb =1.502 m3/m3 
Ce =Compresibilidad efectiva =3.72 E-4 1/(kg/cm2) 
Cf =Compresibilidad de la formación =1.42 E-4 1/(kg/cm2) 
Cw =Compresibilidad del agua =0.50 E-4 1/(kg/cm2) 
Co =Compresibilidad del aceite =1.824 E-41/(kg/cm2) 
 
Con los datos que se obtuvieron se aplicó la formula antes descrita y se realizaron los 
cálculos necesarios, teniendo como resultado: 
Ce = 3.7265 E-04 1/(Kg/cm2) 
 
Y por lo tanto se tiene un volumen origina de: 
 
N = 369.87 MMbls 
 
 
Graficando. 
 
 
 
 
 
 
P á g i n a | 39 
 
Como podemos corroborar los datos utilizados corresponde al resultado de la grafica que se 
comporta como una línea recta, debido principalmente al comportamiento del yacimiento, 
donde: 
Y = mX + b 
donde: 
Y = NpBo 
X = BoiCeΔP 
m = Pendiente de la recta que representa el volumen original de aceite ( N ). 
b = Ordenada al origen. 
 
Índices de Empuje: 
 
Dentro de este análisis también es necesario analizar los índices de empuje que predominan 
en el yacimiento, como se había mencionado estos son la expansión del sistema Roca – 
Fluido del Sistema. Sin embargo, es difícil poder evaluar con certeza algunos parámetros 
del yacimiento, para ello, en este capítulo se presenta un método que fue desarrollado por el 
M. en I. Maximino Meza, de la Facultad de Ingeniería de la UNAM, para evaluar dichos 
parámetros, el desarrollo es el siguiente: 
 
Se comienza a analizar una gráfica histórica de presión de producción del yacimiento de 
interés, con esta podemos calcular cualitativamente sus mecanismos de empuje, y 
conociendo algunos parámetros adicionales se logra conocer el sistema de empuje 
adecuado. 
 
Este método nos dice que aquellos yacimientos que tienen la presión de burbuja por 
encima de la presión de yacimiento, como es el caso del campo analizado, se 
manifiesta que primero es producido por la expansión del sistema y posteriormente se 
manifiesta un empuje hidráulico. Este empuje normalmente se presenta cuando la Py 
< Pb. 
 
P á g i n a | 40 
 
Tomando en cuenta la historia de producción del campo es posible determinar qué índice de 
empuje predomina cualitativamente en elsistema, basándonos en el comportamiento semi 
logarítmico (para tener una mayor aproximación), de la presión contra la producción 
acumulada de aceite y considerando que es un yacimiento de bajo saturado (explicado en 
los conceptos básicos del capítulo). 
 
Una vez tomadas estas consideración se graficó con la intensión de verificar datos. 
 
 
 
Gracias a esta gráfica podemos ver los diferentes empujes predominantes en el histórico de 
presión - producción del campo. Sin embargo se analiza a mayor detalle para 
comprobación. 
 
Análisis de la pendiente No 1. 
 
Para yacimientos bajo saturados, el único mecanismo que puede actuar en esta pendiente es 
la expansión del aceite, del agua congénita y de la roca, por lo tanto, podemos usar la 
siguiente ecuación: 
 
 
P á g i n a | 41 
 
 
 
β1 
 
 
 
 
Por lo tanto: 
 
 
 
 
 
Despejando a P, para conocer la presión. 
 
 
P = 359.13 Exp ( - 0.02984776 Np ) 
 
Como solo actúa el mecanismo de expansión del sistema roca- fluido, tenemos la 
producción total derivada de la presión del yacimiento. 
 
Por lo tanto, en este período actúan 2 mecanismos de empuje., Este desplazamiento ocurre 
principalmente en los yacimientos bajo saturados (hasta que alcanzan la presión de 
saturación, la salida del aceite se debe principalmente a la expansión del sistema)., 
En este caso el aceite, el agua congénita y la roca se expanden, desplazando el aceite hacia 
los pozos productores. Dada la baja compresibilidad del sistema, el ritmo de declinación de 
la presión con respecto a la extracción es muy alta. 
 
P á g i n a | 42 
 
Empuje por Entrada de Agua. 
 
El desplazamiento por inyección de agua es similar al de inyección de gas, moviendo los 
hidrocarburos en la interfase agua – aceite del yacimiento. En este caso el agua invade y 
desplaza el aceite de forma progresiva desde las fronteras exteriores del yacimiento hacia 
los pozos productores. Necesitamos conocer si las dimensiones del empuje hidráulico son 
lo suficientemente fuertes para mantener la presión del yacimiento o simplemente permite 
un ligero abatimiento de la presión. Para este caso de estudio no es posible recuperar con 
eficacia el hidrocarburo debido principalmente a que existe liberación de gas y el agua no 
desplaza en su totalidad el aceite. 
 
Influencia del Área Central del Yacimiento. 
 
Uno de los detalles encontrados en la pendiente es que se puede observar una caída de 
presión, una de las conclusiones a las que se pudo llegar después de verificar los datos es: 
 
Los altos ritmos de producción a que se encuentra sometida la parte central del yacimiento 
y el alto fracturamiento que tiene la formación, influye directamente en un gran 
depresionamiento general del área de Abkatun, de otra forma no podría explicarse este 
comportamiento. 
 
Calculo del Volumen Original de la Pendiente. 
 
A partir de la primera tendencia exponencial es la etapa de bajosaturación, que se origina 
por el efecto aislado de la expansión del sistema roca-fluidos, se calcula el volumen origina 
de hidrocarburos: 
 
N = (1/Ce) (dNp/dP) 
 
 
 
P á g i n a | 43 
 
Donde: 
 
N = Volumen original de hidrocarburos. 
 
Ce = Compresibilidad del sistema, efectiva a la fase aceite. 
 
( dNp / dP ) = Derivada de Np respecto a P. 
 
Ce = 3.7265 x 10 – 4 (kg/cm²) - 1 
Al evaluar la primera pendiente y con el valor de compresibilidad efectiva del sistema, por 
lo que se tiene: 
 
 
 
β1 = índice de productividad 
 
 
β1 = NP1/ln(P0/P1) = (10.51/(ln(359.13/262.43))= MMB / ciclo 
 
N = 33.50334074/(262.43*3.72x10-4) 
 
N = 343.19 MMB 
 
 
El resultado obtenido es muy similar a lo calculado al realizar una simulación con el 
programa eclipse. 
 
Elección del Método más Adecuado para la Recuperación Secundaria y Mejorada del 
Campo. 
 
P á g i n a | 44 
 
Estas técnicas tienden a ser muy costosas y sobre todo requieren mucho tiempo para 
realizar un análisis completo, teniendo en cuenta la caracterización del medio y las pruebas 
de laboratorio, así como la simulación y a evaluación de los proyectos. Necesitamos 
seleccionar el yacimiento óptimo para cada método de recuperación. Esto se basa 
principalmente en las características del yacimientos, así como las particularidades y 
capacidades de cada técnica, una vez analizado esto, pueden existir problemas que 
podrían rechazar debido a las propiedades del yacimiento o del aceite. 
 
Los artículos que se utilizaron para estas técnicas de recuperación, nos dan los criterios 
básicos para la preselección de la técnica adecuada: 
 
 
 
 Fuente : (Martinez). 
 
Una vez que se analizaron los criterios de selección de las técnicas de recuperación del 
petróleo, se toma en consideración que las técnicas de inyección de químicos y térmicos no 
se pueden aplicar a los campos debido a que los espesores de las facies litológicas 
sobrepasan los marcados por las normas, además de otros factores como profundidad, 
temperaturas, permeabilidades, lo que hace que estos métodos no sean factibles de utilizar 
en esta región petrolera. Sin embargo es bueno considerar el mantenimiento de presión a 
P á g i n a | 45 
 
partir de la inyección de agua, ya que esta técnica no provoca ningún cambio físico ni 
químico de la formación. 
 
Inyección de Agua. 
 
Una vez analizado el procedimiento y las técnicas a seguir tomaremos en cuenta los puntos 
importantes para definir o implantar un proceso de recuperación secundaria o mejorada a 
partir de la inyección de agua, es necesario conocer cuanta en primero lugar las reservas 
que se tiene en el yacimiento, los procesos a los que fue sometido el yacimiento, para el 
caso de estudio, se tiene que el factor de recuperación es muy bajo, esto debido 
principalmente a la problemática de baja permeabilidad de la formación y porosidad, que 
afecta directamente al índice de productividad. 
 
 
Fuente: (PEMEX, 2012 ) 
Propuestas de Inyección. 
 
Una vez analizadas las direcciones de flujo con el programa Eclipse y tomando en cuenta la 
dirección de salida del flujo del campo hacia la zona central de Abkatun, se procedió a 
realizar las corridas de predicción con diferentes arreglos de permeabilidad y presión 
capilar así como sus correspondientes gastos de inyección, dentro del programa se 
propusieron algunos pozos para ver como variaban con respecto a su posición y estos 
fueron los resultados: 
 
http://www.ri.pemex.com/files/content/Reservas_2011_e_GRI_1203291.pdf
P á g i n a | 46 
 
 
 
Análisis de las Corridas del Programa. 
 
Los análisis dieron como resultado después de hacer comparaciones de la corrida base con 
los pozos propuestos que las alternativas E 5 y E6 son las alternativas que fueron más 
eficientes debido a que generaron una mayor recuperación de aceite, las consideraciones 
que se tomaron fue inyectar entre 14,000 a 20,000 BPD de agua. 
 
 
 
Programa Eclipse para verificar la mejor alternativa de los pozos propuestos. 
 
 
P á g i n a | 47 
 
Principios Básicos de la Evaluación de Riesgo Económico. 
 
Para que la evaluación de un proyecto en la Industria Petrolera esté completa se debe hacer 
tanto una evaluación técnica como económica. Debido a que no siempre la mejor opción de 
una evaluación técnica es rentable y esto puede generar perdidas para la empresa; por ende 
la empresa se vería afectada. 
 
Para este caso el límite económico de producción es considerar el tiempo que tiene de vida 
la plataforma Abkatun, de alrededor de 20 años de vida más 12 con métodos de 
recuperación secundaria. 
 
La cantidad de aceite y la producción acumulada una vez aplicado el método, se obtienen 
un máximo de 7867.23 BPD, si el campo continuara en estas condiciones tendría una vida 
útil hasta el 2006, donde se puede ver que el agotamiento de la reserva original obtiene un 
factor de recuperacióndel 12.7 % y un 22.6 % de gas. 
 
 
 
 
Calculo de gas en los pozos propuestos. 
 
Con estas consideración la reserva recuperada al final del año 2014, sería de 68 MMb, 
equivalentes a 21.7 MMbls que representaría un 5.8 % de incremento con este método de 
inyección de agua. 
P á g i n a | 48 
 
 
En el caso de gas se tendría un 15.5 mmmpc, que representarían el 5.6 % de aumento. Y los 
factores de recuperación se verían de la siguiente forma. 
 
 
 
Factores de recuperación del aceite. 
 
 
 
 
Factores de recuperación del gas. 
 
Como se muestra en las imágenes anteriores los resultados son alentadores, además de que 
los costos de operación y mantenimiento, el manejo de agua producida entre otros 
parámetros son considerados nulos debido a que la implementación del proyecto se haría en 
infraestructura ya establecida. 
P á g i n a | 49 
 
Capítulo 3. Recuperación secundaria usando nanotecnología. 
 
3.1 Introducción: 
 
La nanotecnología tiene el potencial de introducir cambios revolucionarios en las industrias 
de energía, como la exploración, desarrollo y la producción. La nanotecnología puede 
revolucionar las propiedades aditivas por características de las partículas se equilibran para 
satisfacer ciertos requisitos ambientales, operativos y técnicos. 
La nanotecnología produce nano-materiales que son ultra finos en la naturaleza, 
generalmente más pequeñas que las partículas micro ordinarias y por lo tanto tiene muy alta 
área de investigación en comparación con el área con la que interaccionan los fluidos. 
Algunas investigaciones recientes han indicado que los nano-materiales tienen propiedades 
únicas para una amplia gama de aplicaciones en el campo de yacimientos petroleros como 
por ejemplo, en química, en el control de la pérdida de fluidos, en la estabilidad del pozo, 
en la calidad de la cementación de un pozo, remediación del daño de pozos, eficiencia de 
recuperación de hidrocarburos, así como en el tratamiento de aguas residuales de campos 
petroleros. 
La nanotecnología es una de las áreas de investigación más activas, debido a la importante 
aplicación en el futuro y la orientación de que promete ser una nueva revolución industrial 
en energéticos. La nanotecnología puede ofrecer muchas soluciones posibles para resolver 
problemas de la industria que no puede ser resuelto con métodos tradicionales. 
Al tiempo la nanotecnología genera nano-materiales de dimensiones de un intervalo de 
1~100 nm. Los nano-materiales están siendo considerados para diversos usos en el 
desarrollo y producción de hidrocarburos. 
Se espera que la capacidad de la nanotecnología para producir nano-materiales sea hechos a 
la medida y jueguen un papel importante en la superación de los desafíos técnicos y 
ambientales que enfrentan durante el desarrollo de yacimientos y producción petrolera. 
 
Hasta el momento la nanotecnología ha contribuido de manera significativa a los avances 
tecnológicos en las industrias petrolera, con la combinación de la nanotecnología y la 
tecnología química se puede tener mejoras en la estabilidad del pozo, mejorar la 
P á g i n a | 50 
 
recuperación de aceite y gas, aumentar el índice de recuperación y el beneficio económico 
de la explotación del petróleo y de la producción, y proteger el medio ambiente. 
La nanotecnología tiene el potencial de introducir un cambio revolucionario en campos 
petroleros. Actualmente, los nano-materiales se consideran la opción más prometedora para 
el diseño y desarrollo de aditivos químicos de nuevos campos petroleros y pueden ofrecer 
una mejor solución a problemas de la industria que no pueden ser resueltos con los métodos 
tradicionales, por lo que tienen una perspectiva brillante en el desarrollo de hidrocarburos y 
la producción. 
 
3.1.1 La importancia de la mojabilidad en la recuperación secundaria y mejorada 
 
El alto precio que posee actualmente el hidrocarburo ha mejorado los aspectos económicos 
para el desarrollo de nuevas tecnologías que nos ayuden a explotar nuestro yacimiento de 
una manera eficiente. Dado que en el yacimiento fluyen múltiples fases, es importante 
comprender la mojabilidad, ya que durante la recuperación primaria y secundaria, la 
mojabilidad incide en la productividad del aceite. Además, el impacto de la mojabilidad se 
extiende de la escala de los poros a la escala de yacimientos, donde puede afectar la 
producción de aceite a través de la variación de los parámetros Swi, saturación irreductible 
del agua, y Sor, saturación de aceite residual. 
El concepto de mojabilidad es necesario en la recuperación secundaria, ya que dependiendo 
de la preferencia que tenga la roca de mojarse por un fluido se tendrá un determinado 
comportamiento en la producción. Si se conoce la mojabilidad del yacimiento se puede 
tener una idea de cuál será el comportamiento esperado en la simulación con ayuda de las 
curvas de permeabilidad, ya que dependiendo del tipo de mojabilidad el simulador nos 
arrojará un determinado perfil de producción; por lo tanto, se deben analizar los parámetros 
que puedan alterar la mojabilidad, lo cual nos permitirá desarrollar modelos más asertivos. 
 
 
 
 
 
P á g i n a | 51 
 
3.1.2 Mediciones de la mojabilidad. 
 
Tensión de adhesión 
Cuando una gota de agua se coloca sobre una superficie sumergida en aceite, un ángulo de 
contacto se forma, el cual puede ser medido de 0 a 180°. Un típico sistema 
aceite/agua/sólido, se muestra en la Fig. 3.1, donde las energías superficiales en el sistema 
están relacionadas por la ecuación. 
 
 owcos os ws(3.1) 
 
donde: 
 ow = energía interfacial entre el aceite y el agua. 
 os= energía interfacial entre el aceite y el sólido. 
 ws = energía interfacial entre el agua y el sólido. 
= ángulo de la línea de contacto agua/aceite/sólido. 
 
Fuente : (Schlumberger, 2007) 
 
Ángulo de contacto. 
 
El ángulo de contacto es el mejor método de medición de la mojabilidad cuando fluidos 
puros y núcleos artificiales son usados, ya que no hay posibilidad de que los surfactantes u 
otros componentes afecten la mojabilidad. El método es también usado para determinar si 
un aceite crudo puede alterar la mojabilidad y para examinar los efectos de la temperatura, 
presión y la química de la salmuera sobre la mojabilidad. Los métodos que son usados 
generalmente en la industria petrolera son el método de la gota adherida y una modificación 
del método de gota adherida. En ambos métodos, para ser probados, el cristal mineral es 
montado en una celda de prueba compuesta completamente de materiales inertes para 
prevenir la contaminación. El método de gota adherida usa sólo un plano cristal mineral 
pulido como se muestra en la Fig. 3.2. La modificación del método de gota adherida utiliza 
dos planos de cristal mineral pulido que están montados paralelamente entre sí en bases 
ajustables. Debido a que las arenas a menudo están compuestas principalmente de cuarzo o 
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calcita, los cristales de calcita son usados para simular las superficies de la roca del 
yacimiento. El primer paso en la medición del ángulo de contacto es la limpieza del 
aparato, ya que incluso un pequeño rastro de contaminantes puede afectar el ángulo de 
contacto. 
 
 
Fig. 3.1 Sistema roca/aceite/agua. 
 Fuente : (Schlumberger, 2007) 
 
El equilibrio de las fuerzas del sistema roca/aceite/agua dará como resultado un ángulo de 
contacto, el cual es medido a través de la fase acuosa, entre la superficie sólida y la recta 
tangente a la interface agua/aceite, como se muestra en la figura. El ángulo de contacto 
varía 180° y dependiendo de su magnitud se puede definir qué tipo de mojabilidad tiene el 
sistema. 
 
 
 
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3.2 Esquema del ángulo de contacto 
 Fuente