Recuperación Mejorada de Petróleo

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The Science of 
Enhanced Oil Recovery 
 
Estatus de la Recuperación 
Mejorada de Petróleo 
Por E. Manrique y J. Romero 
 
 
 
 T h e S c i e n c e o f E n h a n c e d O i l R e c o v e r y 1 
 
Estatus de la Recuperación Mejorada de Petróleo – Marzo de 2010 E. 
Manrique y J. Romero 
 
ESTATUS DE LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO 
E. Manrique y J. Romero, TIORCO LLC (A Nalco & Stepan Company) 
 
En lo últimos años se han publicado revisiones sobre el estado de las tecnologías de recuperación mejorada 
(EOR del inglés “Enhanced Oil Recovery”) a nivel internacional. En revisión reciente se demuestra un 
incremento de evaluaciones de pruebas piloto y expansiones de proyectos de recuperación mejorada. Sin 
embargo, no necesariamente todas estas experiencias han sido publicadas en la literatura lo cual genera la 
percepción de que la actividad en EOR es aun baja. En realidad, mucha de la actividad en el área de EOR no se 
publica por razones estratégicas de mercado (p. e. disminuir la presión en la demanda de aditivos químicos) y 
financieras (p. e. evaluación y adquisición de propiedades), entre otras. Para demostrar con un simple ejemplo 
por que una empresa determinada no tenga interés en publicar los resultados de la implementación de una 
tecnología en particular obedece al valor estratégico del uso de la información generada. En otras palabras, si 
un operador (inversionista) demuestra exitosamente una tecnología EOR en una formación (Yacimiento o 
reservorio) particular a escala piloto, el operador o inversionista tienen información valiosa para poder 
adquirir campos con las mismas características y que producen de las mismas formaciones para expandir el 
concepto y aumentar el valor de la empresa a través de la certificación de reservas presentando casos de 
yacimientos análogos de acuerdo a las especificaciones establecidas por asociaciones como la SPE1 (del inglés 
“Society of Petroleum Engineers”) y especialmente la SEC2 (U. S. Securities and Exchange Commission). Sin 
embargo y de acuerdo a un análisis detallado de la literatura, reportes de empresas y de base de datos con 
mas de 1,500 proyectos de EOR, es posible identificar tendencias importantes en diferentes métodos EOR y 
combinación de tecnologías como se resumirá a continuación. 
 
En una revisión reciente se evaluó el estatus de las tecnologías EOR de acuerdo a la litología de los 
yacimientos (Areniscas ó carbonatos) y si los mismos se encuentran en tierra o costa afuera. Estas dos 
variables resultan ser determinantes en la aplicabilidad y/o viabilidad técnico-económica de proyectos de esta 
naturaleza. De este análisis reciente y de manera resumida se puede concluir lo siguiente: 
 
 
 
 1 SPE/WPC/AAPG/SPEE Petroleum Resources Management System – PRSM (SPE). Oil and Gas Reserves Committee of the Society 
of Petroleum Engineers, 2007 
 
 2 Securities and Exchange Commission (SEC). Modernization of oil and gas reporting. Dec, 2008. 
http://www.sec.gov/rules/final/finalarchive/finalarchive2008.shtml 
 
 
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Estatus de la Recuperación Mejorada de Petróleo – Marzo de 2010 E. 
Manrique y J. Romero 
 En yacimientos de areniscas dominan los procesos EOR por métodos térmicos y químicos, mientras que en 
formaciones carbonáticas o dolomíticas dominan los procesos de inyección de gases (Figura 1), 
especialmente la inyección de CO2 (Continua o en esquemas de inyección alternada con agua o WAG). 
 
 En cuanto a los métodos térmicos de EOR (inyección de vapor e inyección de aire co combustión in-situ), 
estos siguen siendo los procesos establecidos para yacimientos de crudos pesados y extra-pesados. Sin 
embargo, se destaca que el proceso de inyección de vapor asistido por gravedad o SAGD (del inglés “Steam 
Assisted Gravity Drainage”) sólo se ha implementado a escala comercial en las arenas bituminosas de 
Canadá a pesar de múltiples pruebas piloto reportadas en China, Estados Unidos y Venezuela. Un aspecto 
resaltante es la tendencia incremental del número de proyectos de inyección de aire en yacimientos 
carbonáticos de crudos livianos en los Estados Unidos (Montana, Dakota del Norte y Dakota del Sur). La 
inyección de aire en crudos livianos es conocida como HPAI (del inglés “High Pressure Air Injection”) y se 
ha convertido en uno de los procesos con mas auge en la última década con 11 proyectos a escala 
comercial. Esto ha generado interés en diferentes regiones del mundo (p. e. Australia, Brasil y México) y 
puede ser uno de los procesos EOR con mayor crecimiento, especialmente en área sin accesos a fuentes de 
gas para inyección o CO2. 
 
 La inyección de gases (continua o WAG del inglés “Water-Alternating-Gas”) continua siendo el método 
preferido para desarrollar yacimientos de crudos livianos y gas condensados en campos costa afuera (Figura 
2) o sin acceso a mercados de gas (p. e. Alaska). La inyección de N2 a disminuido considerablemente y solo 
se espera que en el el Golfo de México, México (p. e. Cantarell y KMZ) continúen desarrollando y 
aprovechando la capacidad de generación de N2 existente en la región. Aun cuando la inyección de CO2 ha 
despertado gran interés como método de recuperación mejorada y posibilidades de generar ingresos por 
almacenamiento de emisiones, se observa que este método de recobro es prácticamente implementado 
basados en fuentes naturales de CO2 cercanas a los yacimientos, especialmente en Texas. Aun cuando 
existen ejemplos de proyectos de inyección de CO2 provenientes de fuentes industriales (p. e. refinerías, 
gasificación de carbón, separación de gases, etc.) en Canadá, Estados Unidos y Trinidad, no se observa un 
crecimiento importante en esta área a pesar de las fuertes presiones en el área de regulación ambiental de 
emisiones de CO2 que ejercen organismos gubernamentales e internacionales. Por lo tanto, el uso de CO2 
como método de EOR se justificará si existen fuentes cercanas de este gas y el mismo pueda generarse a 
costos razonables debido a que los altos costos de captura, separación y transporte de CO2 unido a la falta 
de regulaciones claras y especificas de cada país, estado o región hacen difícil justificar técnica y 
económicamente este tipo de proyectos. 
 
 Los métodos químicos de EOR aun no contribuyen de manera importante con la producción de petróleo a 
nivel mundial. Sin embargo, existe un crecimiento importante en el número de evaluaciones y pruebas 
piloto que sugieren que estos métodos están mostrando una tendencia creciente en los últimos años. Sin 
embargo, muchas de estas evaluaciones no han sido documentadas por las razones descritas al inicio de este 
 
 
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resumen. Un área con reciente auge es la de combinación de tecnologías de conformance (p. e. inyección 
de geles o espumas) con la inyección de sistemas de geles coloidales o CDG (del inglés “Colloidal 
Dispersión Gels”), agentes modificadores de mojabilidad (en yacimientos carbonáticos) o sistemas Álcali-
Surfactante-Polímero o Surfactante-Polímero (ASP o SP). El interés de la combinación de estas tecnologías 
se debe a fracasos de proyectos de inyección de polímero y ASP, no documentados en la literatura, donde 
problemas de canalización severa generaron irrupciones inesperadas de los sistemas químicos inyectados 
produciendo resultados poco alentadores. Por lo tanto, es importante evaluar y corregir posibles 
problemas de canalización de agua antes de implementar procesos EOR con el fin de maximizar la eficiencia 
de barrido y los factores de recobro incremental. 
 
A continuación se listan algunasreferencias de interés que describen en mayor detalle el estatus actual de 
procesos EOR: 
 
1. Manrique, E., Thomas, C., Ravikiran, R., Izadi, M., Lantz, M., Romero, J., Alvarado, V. EOR: Current Status 
and Opportunities (SPE-130113). To be presented at the 2010 SPE Improved Oil Recovery Symposium, 
Tulsa, OK, 24 – 28 April, 2010. 
 
2. Watkins, C. Chemically enhanced oil recovery stages a comeback. Nov. 2009, pp. 682-685. 
http://findarticles.com/p/articles/mi_hb5601/is_200911/ai_n42858599/ 
 
3. ORME, 2009. EOR Offshore: Going Too Far? Oil Review Middle East, Issue Five, 2009. 
 
4. Alvarez, J. M., Sawatzky, R. P., Forster, L. M., Coates, R. M. Alberta’s Bitumen Carbonate Reservoirs – 
Moving Forward with Advanced R&D (Paper 2008-467). World Heavy Oil Congress, Edmonton, Canada, 
March 10-12, 2008. 
 
5. Manrique, E. J., Muci, V. E., Gurfinkel, M. E. 2007. EOR Field Experiences in Carbonate Reservoirs in the 
United States (SPE-100063). SPE Reservoir Evaluation & Engineering, V. 10, No. 6, December 2007. pp. 
667-686. 
 
 
 
 
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FIGURAS 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1. Distribución de proyectos EOR de campo por litologías (1,507 proyectos internacionales) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 2. Ejemplos del número de proyectos reportados en el Mar del Norte durante el 2008 (a) y las 
oportunidades de incrementar la producción de petróleo a través de diferentes procesos de recobro en 
yacimientos costa afuera de Malasia (b). (MGI = Miscible Gas Injection; MEOR = Microbial EOR; SWAG = 
Simultaneous WAG; FAWAG = Foam Assisted WAG) 
600
500
400
300
200
100
0
Otras
4%
Carbonatos
18%
Areniscas
78%
Areniscas Carbonatos Otras
M todos T rmicosé é Iny. de Gases Métodos Quimicos
 
Iny. Agua
9%
MGI
46%
Otros
14%
MGI
(6)WAG
(9)
SWAG
(1)
FAWAG
(2)
MEOR
(1)
(a) (b)