UNIVERSIDAD ESTATAL DE LA PENÍNSULA DE SANTA ELENA

CARRERA INGENIERÍA EN PETRÓLEO

RECUPERACIÓN SECUNDARIA
INTEGRANTES:
JOSÉ DIAZ FLORES
STEVEN RAMIREZ NAVARRETE
ADRIANA BELTRÁN MALLA
GERARDO VILLÓN DOMÍNGUEZ

TEMA:
INYECCIÓN DE CO2

CURSO:
8/1 ING. EN PETROLEO

DOCENTE:
ING. FIDEL CHUCHUCA

2018
VIII SEMESTRE
 CONTENIDO
INTRODUCCIÓN....................................................................................................................... 4
OBJETIVO GENERAL ............................................................................................................. 5
OBJETIVOS ESPECÍFICOS .................................................................................................... 5
INYECCIÓN DE CO2 ................................................................................................................ 6
FUNDAMENTOS ................................................................................................................... 6
METODOLOGÍA ................................................................................................................... 6
POTENCIAL DE LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO ....................... 7
MÉTODOS DE INYECCIÓN DE DIÓXIDO DE CARBONO .......................................... 7
PROPIEDADES DEL CO2 .................................................................................................. 10
CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO DE CO2 ......................................................... 11
SELECCIÓN DEL YACIMIENTO .................................................................................... 12
MECANISMOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO (EOR) ........... 13
Eficiencia del desplazamiento .......................................................................................... 13
Eficiencia de barrido ......................................................................................................... 13
1. Método de Desplazamiento Inmiscible .................................................................... 13
2. Método de Desplazamiento Miscible ....................................................................... 14
ECUACIONES ...................................................................................................................... 16
Cálculo de la Presión Mínima de Miscibilidad. .............................................................. 16
Prueba de la burbuja ascendente (RBA) ......................................................................... 17
Correlaciones Matemáticas .............................................................................................. 17
Correlación (Lasater, 1958) .............................................................................................. 18
Petroleum Recovery Institute (P.R.I) .............................................................................. 18
Yelling W.F, Metcalfe R.S ................................................................................................ 18
Holm y Josendal, actualizada por Mungan..................................................................... 18
Correlación de Cronquist ................................................................................................. 19
Modelo analítico para el programa de la inyección de CO2, miscible. ........................ 20
EJEMPLO DE APLICACIÓN ............................................................................................ 24
CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO ............................................................................. 24
CARACTERIZACIÓN DEL CAMPO ........................................................................... 26
INFORMACIÓN GENERAL DEL CAMPO ................................................................. 28
ETAPAS DE EXPLOTACIÓN ........................................................................................ 29
PLANEACIÓN DE LA PRUEBA PILOTO ................................................................... 31
SELECCIÓN DE LA ZONA DE INYECCIÓN ............................................................. 33
ESTUDIOS DINÁMICOS ................................................................................................ 35
RESULTADOS DE LA PRUEBA PILOTO ................................................................... 40
CONCLUSIONES ..................................................................................................................... 41
RECOMENDACIONES ........................................................................................................... 42
BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................................................... 42

Figura 1: Recuperación Avanzada y Mejorada IOR-EOR con CO2 ................................................. 7

Figura 2: Diagrama de fase p-T del CO2 (SlB, 2004/2005) .......................................................... 10
Figura 3: Esquema del desplazamiento inmiscible ..................................................................... 14
Figura 4: Gráfica recuperación de petróleo vs presión ............................................................... 16
Figura 5: Correlación de Lasater.................................................................................................. 18
Figura 6: Localización del campo................................................................................................. 24
Figura 7: Estratigrafía del campo ................................................................................................ 25
Figura 8: Sísmica del campo ........................................................................................................ 26
Figura 9: Etapas de explotación del campo................................................................................. 30
Figura 10: Estado mecánico Pozo C-4 ......................................................................................... 35
Figura 11: Celda burbuja ascendente (no miscible) .................................................................... 36
Figura 12: Celda burbuja ascendente (miscible) ......................................................................... 36
Figura 13: Prueba de hinchamiento ............................................................................................ 37
Figura 14: Ejemplo de precipitación positiva .............................................................................. 38
Figura 15: Prueba de precipitación de asfáltenos ....................................................................... 38
Figura 16: Estudio de cromatografía de gas ................................................................................ 39
Figura 17: Resultados de la prueba piloto para el Qo (bpd) ....................................................... 40
Figura 18: Resultados de la prueba piloto para la producción acumulada ................................. 41

Tabla 1: Propiedades físicas del CO2 (IPCC, 2005). .................................................................... 11

Tabla 2: Criterios de selección para un yacimiento idóneo para CO2/EOR ................................ 13
Tabla 3: Propiedades PVT del pozo C-4 ....................................................................................... 27
Tabla 4: Antecedentes del campo ............................................................................................... 29
Tabla 5: Resultados de prueba de inyección con N2 .................................................................. 32
Tabla 6: Mezcla Total .................................................................................................................. 32
Tabla 7: Resultados de la Mezcla 1 y 2 ........................................................................................ 33
Tabla 8: Información para diseño de equipo de compresión ..................................................... 33

Ilustración 1: Presión vs viscosidad ............................................................................................. 27

Ilustración 2: Presión vs Bo ......................................................................................................... 27
INTRODUCCIÓN
El objetivo principal en la Industria hidrocarburífera es la producción de hidrocarburos
económicamente rentable, para lo cual se debe realizar diversas actividades que
vinculadas secuencialmente darán el resultado deseado. En este proceso intervienen
diferentes disciplinas y profesiones que persiguen el mismo fin, que aportan con su
conocimiento y sin los cuales no se llegaría a conseguir la meta propuesta.

En la búsqueda de proyectos exitosos para mejorar la productividad de las formaciones,

se llega a la idea de investigar la inyección de dióxido de carbono (CO2) para la
recuperación mejorada de hidrocarburos.

El dióxido de carbono (CO2) puede contribuir a la recuperación de petróleo al reducir la

viscosidad del mismo. En las aplicaciones que tiene el CO2 para recuperación de
hidrocarburos se tiene desplazamientos miscibles e inmiscibles, buscando desplazar el
petróleo remanente del yacimiento.
OBJETIVO GENERAL
Desarrollar un trabajo teórico sobre la inyección de CO2 como método de recuperación
mejorada.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS
 Describir el proceso de inyección de CO2
 Describir los diferentes mecanismos de la inyección de CO2
 Explicar las ecuaciones o modelos que aparecen en este proceso
 Incluir ejemplos sobre la inyección de CO2
INYECCIÓN DE CO2
FUNDAMENTOS
Una significante cantidad de petróleo, entre el 55 al 70% del petróleo originalmente
contenido en el reservorio, permanece aún en el yacimiento después de la recuperación
primaria y secundaria. El petróleo residual permanece como micro gotas aisladas
atrapadas en los poros de la roca reservorio o como una película alrededor de los granos
de la roca. La saturación de petróleo en la roca reservorio es de 20 a 35% en regiones
barridas por el desplazamiento de fluidos durante la recuperación secundaria (agua o gas
natural), pero es significativamente mayor en la zona del reservorio no afectada por la
recuperación secundaria.

Un proceso efectivo de recuperación mejorada debe movilizar esas pequeñas gotas

dispersas y formar un banco de petróleo que pueda moverse hacia los pozos productores.
Esto debe ser logrado a micro-escala, a nivel de los poros, y también a macro-escala
afectando el mayor volumen posible del reservorio.

La inyección de CO2 en el reservorio puede movilizar este petróleo atrapado, cuando el

CO2 se introduce en el reservorio interactúa física y químicamente con la roca reservorio
y el petróleo contenido, creando condiciones favorables que mejoran el recobro.

La inundación de un yacimiento con CO2 se hace utilizando grandes cantidades de

dióxido de carbono (alrededor del 30% del volumen poroso). A pesar de que el CO2 no
tiene miscibilidad inicial con el petróleo, de éste logra extraer los componentes livianos
a intermedios, y si la presión es suficiente, el CO2 puede desarrollar miscibilidad y así
desplazar el crudo desde el yacimiento hacia los pozos productores.
El CO2 recupera crudo por:

 Incremento en su volumen.
 Por reducción de la viscosidad del petróleo.
 Por reducción de la tensión interfacial entre el crudo y la fase CO2/crudo en las
áreas con miscibilidad.
 Generando miscibilidad cuando se tiene disponibilidad de altas presiones.

METODOLOGÍA
El proceso de inyección de CO2 se realiza en condiciones súper críticas con una presión
mayor a ocho mega pascales (MPa) y una temperatura mayor a 31.5 grados centígrados
(°C) bajo las referidas condiciones, el gas se comporta como un líquido y se espera que
dentro del yacimiento se conserve en ese estado para su posterior almacenamiento. El
desplazamiento del aceite por gas se pue-de clasificar como miscible o mezclable,
inmiscible, o bien como un proceso miscible multi contacto, dependiendo de las
propiedades del gas inyectado, así como de los fluidos y condiciones del yacimiento. El
gas inyectado puede utilizarse para el mantenimiento de la presión o la estabilización del
drenaje gravitacional.
 Figura 1: Recuperación Avanzada y Mejorada IOR-EOR con CO2

POTENCIAL DE LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO

El potencial esperado para la inyección vertical de CO2 en un proceso de estabilización
gravitacional, se prevé de entre 15 y 40 por ciento, mayor que el desplazamiento por agua.
En un proceso de inyección horizontal miscible, donde normalmente se alternan agua y
gas (WAG-petróleo pesado), se espera un factor de EOR de entre cinco y 15 por ciento
afectado por la carga gravitacional, interdigitación viscosa y la incapacidad de controlar
los perfiles de inyección.

MÉTODOS DE INYECCIÓN DE DIÓXIDO DE CARBONO

Inyección continua. - El CO2 se inyecta de manera continua hasta que la relación gas
producido- aceite sea tan alta que no resulte económica-mente viable continuar con el
proyecto.

Inyección cíclica o huff and puff.- Se trata de un procedimiento de estimulación que

generalmente se aplica a aceites pesados. Sin embargo, se desarrolla cada vez más en
yacimientos de aceite ligero y mediano. Algunos volúmenes de gas se inyectan en un
pozo que enseguida se cierra. Durante esta fase, el propósito es tratar de disolver el
máximo volumen de CO2 en el aceite, para posteriormente producirlo por expansión a
partir del dióxido de carbono disuelto.

El método de huff and puff con CO2 presenta beneficios que se reflejan con el incremento
de la producción de aceite, pues tiene la ventaja de basarse solamente en las propiedades
de los fluidos, las cuales son generalmente conocidas o bien pueden obtenerse mediante
correlaciones.
El proceso de huff and puff se compone de las siguientes etapas:

 El periodo de inyección de gas (que puede llevar días o incluso semanas).

 El periodo de cierre del pozo (proceso que dura unos cuantos días).
 La etapa de producción (ésta puede durar semanas o incluso meses).
Inyección vertical de CO2 o de estabilización gravitacional (GSGI). - La inyección en
este caso se realiza en el alto estructural del yacimiento, en el cual puede encontrarse el
casquete de gas, mismo que debido a su gran capacidad de expansión puede realizar un
barrido casi uniforme a la zona de aceite residual, empujando el aceite y agua de esta zona
a los pozos productores.

Inyección de CO2 alternada con agua (WAG- gas alternative water).- Es un método
utilizado para prevenir la formación de canalizaciones del CO2 a través de la fase aceite,
además de aumentar la eficiencia del desplazamiento macroscópica. Pequeños baches de
CO2 (algún porcentaje del volumen poroso) son inyectados en alternancia con baches de
agua. Tres parámetros controlan este procedimiento: el tamaño del bache, la relación del
volumen de CO2 inyectado sobre el volumen de agua inyectada y el número de baches.
El propósito de la inyección de agua es reducir la permeabilidad relativa al CO2 y como
consecuencia reducir su movilidad. Otra ventaja del proceso WAG es que cubre el
requerimiento de CO2 en todo momento.

En el método WAG de recobro mejorado, el CO2 es inyectado a unas condiciones de

presión y temperatura que hacen que éste sea miscible con el petróleo. Causando primero
y principalmente, una disminución de la viscosidad del petróleo, permitiéndole fluir más
fácilmente a través del reservorio. Segundo, la inyección de CO2 (y agua) dentro de un
campo incrementa el gradiente de presión entre los pozos inyectores y productores,
ocasionando que el petróleo sea empujado hacia afuera más rápidamente.

En los procesos de inyección continua o cíclica de CO2, éste es inyectado a condiciones

donde él es miscible con el petróleo. Aunque inmiscible, una cantidad finita de
CO2 todavía se disuelve dentro del petróleo, por lo tanto, este proceso también reduce la
viscosidad del crudo. Sin embargo, el mecanismo primario para la inyección de
CO2 cíclico es fundamentado en un incremento del volumen o barrido del petróleo que
causa que éste sea forzado a salir del poro.

Algunos de los modelos más recientes de Inyección de CO2 dentro del subsuelo han
implicado la suposición que el CO2 reacciona solo con el petróleo y que el agua del
sistema de la roca no es afectada. A pesar, tasas de producción de una temprana inyección
de CO2 proyectan sufrimientos de corrosión y escamaciones de las bombas y otros
equipos. Fue entonces concluido que la inyección de CO2 ha causado disolución de
minerales carbonatados en el subsuelo y la precipitación de calcita ocurrida a medida que
la presión va decayendo durante la producción. El sistema agua-roca-petróleo- CO2 son
claramente no inertes (Existe desarrollo de reacciones químicas).

Fundamentos de la tecnología
Usualmente un proyecto de recobro mejorado de petróleo usando CO2 es puesto dentro
del lugar cuando la producción de petróleo ha decaído y las tasas de recobro estimados
son condenadas de ser inaceptablemente bajas.
El CO2 se usa como solvente que se mezcla completamente con el petróleo residual para
superar las fuerzas capilares e incrementar la movilidad del petróleo. La eficiencia del
desplazamiento es cerca del 100% donde el solvente contacta el petróleo y la miscibilidad
ocurre.

Los desplazamientos miscibles de recobro mejorado (EOR) pueden ser subdividas como:
Tapón miscible, gas enriquecido y gas conducido a alta presión incluyendo el CO2. Para
cada uno de estos procesos existen un rango de presiones o profundidades, temperaturas
y gravedades del petróleo necesarias para alcanzar y mantener la miscibilidad. El
CO2 tiene mucha menor viscosidad que el petróleo, por lo tanto, la estratificación del
yacimiento con desarrollo de permeabilidades verticales y horizontales contrastan
fuertemente afectando la eficiencia del barrido. Una temprana irrupción, pasando por alto
problemas de fingering viscous (adedamientos viscosos) han plagado muchos proyectos.

El dióxido de carbono es un caso especial de recobro miscible a alta presión. Este gas es
altamente soluble en el crudo, expandiendo el petróleo y reduciendo su viscosidad,
mientras simultáneamente extrae los hidrocarburos livianos por vaporización.

El frente desplazante de gas, enriquecido por hidrocarburos vaporizados a través de

múltiples contactos, forma un tapón miscible tan largo como la presión de mínima
miscibilidad (MMP) es mantenida. Ya que el CO2 puede extraer componentes más
pesados, este es miscible con crudos teniendo pocos componentes de C 2 -C 6. El dióxido
de carbono tiene un menor MMP que el gas natural, nitrógeno o gas de combustión y por
lo tanto puede ser aplicado en pozos más someros (yacimientos que poseen una menor
presión).

El mayor problema con los flujos de gas miscibles para el EOR es la razón de movilidades
adversas causadas por las bajas viscosidades típicas del gas inyectado en comparación
con el petróleo, quizás por medio de uno o dos órdenes de magnitud. El resultado es un
inestable frente entre el gas y el petróleo, el cual permite que se formen y propaguen a
través del fluido desplazado adedamientos viscosos, dejando mucho de los hidrocarburos
aislados. Actualmente, los medios primarios para atacar estos problemas es la técnica
alternada de gas y agua. En este proceso, el agua y el CO2 son alternadas, el proceso
WAG pretende el virtual decrecimiento de la movilidad del CO2, manteniendo la presión
y salvando costos operativos por medio de la substitución de agua menos costosa.

Idealmente, el gas provee miscibilidad y el agua mejora la eficiencia de barrido. Sin

embargo, un estudio de WAG en 15 inyecciones de CO2 seguidas por medio de la
inyección de Agua. Implica que la segregación gravitacional entre el agua y el gas es
pensada de comprometer la efectividad del proceso WAG.

PROPIEDADES DEL CO2

En condiciones atmosféricas, el CO2 es un gas termodinámicamente estable y más denso
que el aire. El estado físico del CO2 varía con la temperatura y la presión como se muestra
en la Figura 1. A bajas temperaturas y presiones el CO2 es un sólido (hielo seco).

Figura 2: Diagrama de fase p-T del CO2 (SlB, 2004/2005)

El CO2 solido se evapora a -78.5 °C (-110. 7 °F) a la presión de 1 atm; incrementando la

presión, la fase liquida se presenta en primera instancia y coexiste con la fase sólida y la
fase de vapor en el punto triple, cuya temperatura es Ttr=-56.6 °C (-70.9 °F); la presión
en el punto triple es Ptr=5.28 atm. (77.6 psia).

La fase liquida y la fase vapor del CO2 coexisten en el punto crítico, donde la temperatura
es Tc= 31.1 °C (87.8 °F) y la presión es pc=73 atm. (1073 psia); debajo de la temperatura
critica el CO2 puede existir como liquido o como gas en una gran variedad de presiones;
arriba de la temperatura critica de 87.8 °F existirá CO2 puro como un gas,
independientemente de la presión utilizada.
A temperaturas superiores a 31.1 °C (si la presión es mayor a 73.9 bar, presión que
corresponde al punto crítico), el CO2 se dice que está en estado supercrítico donde el CO2
se comporta como un gas, pero donde la densidad del gas puede ser muy grande, en
algunos casos acercándose o incluso superior a la densidad del agua líquida.
En la Tabla 1 se muestran algunas propiedades de relevancia del CO2.

Propiedades Valor

Peso molecular 44.01

Temperatura critica 31.1 °C

Presión critica 73.9 bar

Densidad critica 467 Kg/m3

Temperatura en el punto triple -56.5 °C

Presión en el punto triple 5.18 bar

Tabla 1: Propiedades físicas del CO2 (IPCC, 2005).

CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO DE CO2

La capacidad de almacenamiento de un yacimiento incluye el dióxido de carbono
remanente al término del proceso de Recuperación Mejorada de Hidrocarburos y el CO2
extra que pueda inyectarse al finalizar el proyecto de EOR.
La experiencia de Estados Unidos indica que aproximadamente el 40 por ciento del CO2
inyectado, originalmente es producido y puede ser reinyectado. Esto sugiere una
eficiencia del 60 por ciento si la separación y la reinyección no se consideran después de
la producción.

Shaw, et al. (2002) presentó un método para calcular la capacidad de almacenamiento de

masa de CO2 (MCO2) en el yacimiento durante operaciones de EOR, el cual va en
función del factor de recuperación, el volumen de aceite original en el yacimiento (OOIP
– original oil in place) y la compresibilidad del petróleo.

𝑀𝐶𝑂2 = 𝜌𝐶𝑂2𝑟𝑒𝑠 ∗ 𝑅𝐹𝐵𝑇 ∗ 𝑂𝑂𝐼𝑃/𝑆ℎ

𝜌𝐶𝑂2𝑟𝑒𝑠 = Densidad del CO2 a condiciones de yacimiento

𝑅𝐹𝐵𝑇 = Factor de recuperación al BT

OOIP= Volumen original de aceite

𝑆ℎ = Compresibilidad del aceite

Para inyección de CO2 alternada con agua:

𝑁𝑒𝑡 𝐶𝑂2𝑟𝑒𝑡𝑎𝑖𝑛𝑒𝑑 = 𝑊𝐴𝐺𝐼𝑂𝑅 𝑒𝑓𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑦 ∗ 𝑊𝐴𝐺𝑠𝑐𝑜𝑟𝑒 𝑒𝑓𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑦 ∗ 𝑂𝑂𝐼𝑃 ∗

𝑊𝐴𝐺𝐶𝑂2 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑎𝑙𝑝ℎ𝑎 ∗ 𝐵𝑜 /𝐵𝑔

𝑊𝐴𝐺𝐼𝑂𝑅 𝑒𝑓𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑦 = factor de recuperación incre-mental objetivo para una operación

𝑊𝐴𝐺𝑠𝑐𝑜𝑟𝑒 𝑒𝑓𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑦 = factor entre 0 y 1 (1 para un proyecto WAG eficiente y

completamente implementado)

𝑊𝐴𝐺𝐶𝑂2 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑎𝑙𝑝ℎ𝑎 = varía entre 1 y 2 y está relacionado con la eficiencia neta de
utilización de CO2 para volúmenes a condiciones de yacimientos, indica que se puede
almacenar más gas en el yacimiento que el requerido para la operación WAG.

Para inyección vertical de gas (GSGI):

𝑁𝑒𝑡 𝐶𝑂2𝑟𝑒𝑡𝑎𝑖𝑛𝑒𝑑 = (𝐺𝑆𝐺𝐼𝐶𝑂2 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 ) ∗ (𝐺𝑆𝐺𝐼𝑠𝑐𝑜𝑟𝑒 𝐶𝑂2 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 ) ∗ 𝑂𝑂𝐼𝑃 ∗ 0.7 ∗ 𝐵𝑜 /𝐵𝑔

𝐺𝑆𝐺𝐼𝐶𝑂2 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 = factor de recuperación incremental objetivo para una operación GSGI.

𝐺𝑆𝐺𝐼𝑠𝑐𝑜𝑟𝑒 𝐶𝑂2 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 = permite al usuario reducir el volumen de CO2 comparado con el
volumen objetivo (vale 1 para un proyecto completamente implementado).

El factor 0.7 representa la fracción de OOIP que queda en la formación, al final de la

inundación del gas y una pequeña cantidad de agua móvil también queda en la región
barrida por el gas.

SELECCIÓN DEL YACIMIENTO

Teóricamente cualquier tipo de yacimiento petrolero (carbonato o arenisca), podría ser
adecuado siempre que se pueda alcanzar la presión mínima de miscibilidad, que haya un
volumen considerable de aceite residual y que la capacidad del CO2 de contactar el
petróleo no sea obstaculizado por la complejidad geológica. En general si un yacimiento
ha sido sometido a inyección de agua resultando exitoso, también lo será con inyección
de CO2.

Algunas simulaciones para yacimientos petroleros carbonatados han estimado que al

realizar un proceso de inyección de agua podría alcanzar una recuperación de entre el 30
y el 45 por ciento del volumen original de petróleo, con una saturación de petróleo
residual relativamente alta.

Un proyecto exitoso de EOR con CO2 podría agregar entre un cinco y un 15 por ciento
del volumen original de aceite a la recuperación final. Los criterios de selección utilizados
para identificar los yacimientos favorables son: la gravedad del petróleo; la profundidad,
presión y temperatura del yacimiento y la viscosidad del aceite. Varios analistas han
desarrollado rangos para estos criterios de selección (tabla 2), que los operadores pueden
usar para mejorar la evaluación técnica y económica del yacimiento.
 Criterios para detectar yacimientos idóneos para CO2/EOR

Profundidad, ft < 9800 y > 2000

Temperatura, °C < 250 (no crítico)

Presión, psia > 1200 a 1500

Permeabilidad, mD >1a5

Gravedad del petróleo > 27 °API

Viscosidad, cp < 10

Saturación de petróleo residual después

> 20
de la inyección de agua, %
Tabla 2: Criterios de selección para un yacimiento idóneo para CO2/EOR

MECANISMOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO (EOR)

El proceso de inyección de CO2 se realiza en condiciones súper críticas con una presión
mayor a 8 Megapascales (MPa) y una temperatura mayor a 31.5 °, bajo las referidas
condiciones, el gas se comporta como un líquido y se espera que dentro del yacimiento
se conserve en ese estado para su posterior almacenamiento.

Eficiencia del desplazamiento

Varios mecanismos pueden causar que se abandone cierta saturación de petróleo en la
roca del yacimiento. La extracción de hidrocarburos del crudo crea 47 composiciones
miscibles in situ, pero la mezcla causada por la difusión y la dispersión trabaja
constantemente para diluir estas composiciones. Debido a la dispersión, algunas
composiciones son diluidas dentro de la región de dos fases, y el petróleo queda
abandonado detrás del frente de CO2 como saturación residual. Los líquidos pesados o
las fases sólidas pueden precipitarse.

Eficiencia de barrido
Una desventaja del desplazamiento con CO2 en comparación con el desplazamiento por
agua resulta de la baja viscosidad del CO2 con relación a la del petróleo.

La tendencia normal para los fluidos inyectados de fluir preferentemente por las capas de
roca más permeables se agrava por una relación de viscosidades desfavorable. Por estas
razones, los yacimientos que contienen petróleos de viscosidad relativamente alta no son
candidatos para el desplazamiento miscible con CO2.
Los principales mecanismos para recuperación de petróleo se describen a continuación:

1. Método de Desplazamiento Inmiscible

Ocurre bajo presiones inferiores a la Presión Mínima de Miscibilidad del aceite (MMP
por sus siglas en inglés), en la que el intercambio de componentes en las zonas de mezcla
del gas inyectado y el fluido del yacimiento es menor.
El proceso de desplazamiento inmiscible ha visto aplicaciones muy limitadas hasta ahora,
siendo la economía la principal razón. Mientras significativas cantidades de CO2 son
requeridas además de la necesidad de perforar nuevos pozos, adicionalmente la
producción de petróleo es muy lenta. Se pueden requerir hasta diez años de inyección
antes del que el proyecto empieza a producir petróleo adicional. Además de todo esto un
proyecto de desplazamiento inmiscible se aplica generalmente al reservorio entero,
limitando las oportunidades para una implementación a escala más pequeña. El
importante crecimiento de los potenciales beneficios económicos de la captura y
almacenamiento de CO2 puede hacer a este proceso comercialmente más atractivo. Los
proyectos de desplazamiento inmiscible pueden almacenar mayores volúmenes de CO2
que proyectos de desplazamiento miscible.Cuando la presión del reservorio es
insuficiente o la composición del petróleo es desfavorable (petróleo pesado) el CO2
inyectado no será miscible con el crudo, de manera que otro mecanismo de
desplazamiento conocido como inundación con CO2 inmiscible tiene lugar.

Figura 3: Esquema del desplazamiento inmiscible

Los principales mecanismos involucrados en este tipo de desplazamiento son:

 Hinchamiento de la fase petróleo, ya que al petróleo se satura con CO2.

 Reducción de la viscosidad del petróleo hinchado y la mezcla de CO2.
 Extracción de los hidrocarburos más livianos dentro de la fase CO2.
 Mantenimiento de la presión dentro del reservorio.

2. Método de Desplazamiento Miscible

Con condiciones de miscibilidad, el gas y los hidrocarburos forman una sola fase. Una de
las principales ventajas del desplazamiento miscible, es la reducción del efecto de la
presión capilar que retiene el aceite.

La miscibilidad también promueve el flujo del aceite, provoca hinchamiento y reduce la

viscosidad del fluido incrementando su movilidad.
El dióxido de carbono, sin embargo, no es inmediatamente miscible con el petróleo al
primer contacto. Las condiciones de miscibilidad se desarrollan dinámicamente en el
reservorio por cambios de composición cuando el CO2 fluye a través del reservorio y
gradualmente interactúa con el petróleo, en un proceso llamado miscibilidad por contacto
múltiple.

Cuando el CO2 es inyectado en el reservorio y entra en contacto con el crudo inicialmente

su composición se enriquece con componentes intermedios vaporizados del petróleo, este
cambio local en la composición del petróleo permite la miscibilidad entre el petróleo y el
CO2 (proceso de vaporización), formando una zona miscible entre el banco de petróleo
y el CO2 inyectado.

La miscibilidad del CO2 en el petróleo es fuertemente afectada por la presión, una presión
mínima de miscibilidad se requiere para que el CO2 se mezcle completamente con el
petróleo.

El desplazamiento miscible es una tecnología que puede ser aplicada hacia el final de la
vida convencional de un reservorio, unos pocos años antes e incluso inmediatamente
después de una recuperación secundaria, ya que no son necesarios mayores cambios en
el modelo de los pozos.
ECUACIONES
Cálculo de la Presión Mínima de Miscibilidad.
Definición de Presión Mínima de Miscibilidad.
La Presión Mínima de Miscibilidad (PMM), es la presión más baja a la cual el gas de
inyección y el petróleo de un yacimiento pueden llegar a ser miscibles a través de procesos
por múltiples contactos, existiendo transferencia de masa entre la fase líquida (crudo) y
fase gaseosa (gas de inyección) a una temperatura específica. La PMM es una propiedad
termodinámica y clave en los procesos miscibles de recobro de petróleo. Depende
básicamente de la temperatura, composición del gas de inyección y composición del
crudo en el yacimiento.

Figura 4: Gráfica recuperación de petróleo vs presión

Determinación de la PMM.
Los métodos para estimar la PMM se clasifican en:

 Experimentales o Prueba del tubo delgado (Slim Tube) o

 Prueba de la burbuja ascendente (RBA)

Métodos Experimentales. - Son pruebas que se hacen a nivel de laboratorio, utilizando

muestras de crudo y gas de inyección. En estas pruebas la temperatura se mantiene
constante y equivale a la temperatura del yacimiento.

La Prueba del Tubo Delgado (Slim Tube). - El dispositivo del tubo delgado se utiliza
para obtener información de la miscibilidad dinámica a las condiciones del yacimiento.
Es un equipo que consta principalmente de un tubo delgado enrollado en forma de espiral
con una longitud que varía entre 5 y 40 m de longitud y con un diámetro capilar que se
encuentra en un rango de 1.5 – 2.00 mm, este tubo puede ir empacado con arena o esferas
de vidrio muy pequeñas.

Este equipo posee tres cilindros pistón en donde se almacenan los fluidos, una bomba de
desplazamiento positivo, un transductor, regulador de presión y una celda visual para
observar los cambios de color indicativos de la formación del frente miscible. Todo el
equipo se coloca dentro de un horno con regulación de temperatura. El empacamiento de
arena se satura primero con la muestra de petróleo a ser estudiada, y el volumen inicial
del fluido en la tubería enrollada se anota como fluido original en la columna empacada,
siendo igual al volumen poroso con hidrocarburos (VPH).

Prueba de la burbuja ascendente (RBA)

La prueba de la burbuja ascendente (RBA) es una forma efectiva para determinar la
presión mínima de miscibilidad. Este instrumento consiste en la observación visual
directa del comportamiento de una burbuja de gas inyectada la cual sube a través de una
columna de petróleo. Cuando la evaluación resulta ser miscible, la burbuja desaparecerá
antes de llegar a la cima de la columna, cuando es inmiscible la burbuja es visible en toda
la columna. A medida que la burbuja se eleva a través del petróleo, todos sus cambios son
observados y fotografiados con dos cámaras. Después de dos o tres ensayos el petróleo
es cambiado por uno fresco. La burbuja de gas debe de tener la composición del gas que
se va a inyectar.

Correlaciones Matemáticas
Las correlaciones numéricas son obtenidas a partir de valores experimentales pero son
aproximaciones a la descripción del proceso que presentan un cierto rango error,
comparado con los valores determinados. Existe una gran variedad de correlaciones para
el cálculo de la PMM del CO2 las cuales involucran algunas de las variables que dependen
de la PMM, se debe tener el cuidado necesario pues las correlaciones tienen sus
limitaciones, y un margen de error.

Fórmula para el cálculo del peso molecular MW (C5⁺)

1
7864.9 1.0386
MW (C5+ ) = ( )
𝐴𝑃𝐼
Dónde: MW (C5⁺) = Peso molecular del componente C5⁺ (g/mol)

API = Gravedad API del petróleo

Correlación (Lasater, 1958)
Correlación entre la gravedad específica del petróleo y el peso molecular con
componentes C5⁺.

Figura 5: Correlación de Lasater

Petroleum Recovery Institute (P.R.I)

La propuesta del PRI (1979) es una correlación para obtener la PMM con inyección de
CO2, considerando solo la temperatura del yacimiento siendo esta ideal para una
temperatura mayor que la temperatura crítica del gas de inyección.
1519
(2.771−( ))
𝑇+460
𝑃𝑀𝑀 = 1071.82893 ∗ 10

Yelling W.F, Metcalfe R.S

Yelling y Metcalfe (1980), utilizaron una correlación para un gas (CO2 puro), como
método de recuperación secundaria. Para esta correlación se consideran la temperatura
del yacimiento con respecto a la composición del petróleo, tiene muy poca validez porque
a mayor temperatura se incrementa significativamente la PMM
103949.93
𝑃𝑀𝑀 = 1833.7217 + 2.2518055 ∗ 𝑇 + 0.1800674 ∗ 𝑇 2 − ( )
𝑇
Limitación de la correlación:
Temperatura de yacimiento, 95 a 192 °F

Holm y Josendal, actualizada por Mungan

Teniendo el valor del componente C5⁺ se puede evaluar la presión mínima de
miscibilidad usando la correlación publicada por Holm y Josendal y que luego actualizó
Mungan, la cual evalúa la PMM tomando en cuenta el peso molecular del componente
C5⁺ y la temperatura del yacimiento. Esta correlación se expresa analíticamente
presentando la siguiente ecuación:
 𝑃𝑀𝑀 = −329.558(7.727 ∗ 𝑀𝑊(𝐶5+ ) ∗ 1.005𝑇 ) − (4.377 ∗ 𝑀𝑊(𝐶5+ ))

Dónde:
PMM = Presión mínima de miscibilidad (PSI)
T = Temperatura (F)

MW (C5 ⁺) = Peso molecular del componente C5⁺ (g/mol)

Correlación de Cronquist
Cronquist (1978) calcula la PMM considerando la composición del petróleo por tres
parámetros: temperatura, peso molecular del c5+ y los valores de (c1 + n2).

𝑃𝑀𝑀 = 15.988𝑇𝑦 𝑎

𝑎 = 0.744206 + 0.001138𝑐5 + 0.0015279(𝐶1+ 𝑁2)

PMM = Presión mínima de miscibilidad, psi

TY = Temperatura del yacimiento, f

C5⁺ = Peso molecular promedio de la fracción pentanos y más pesados.

C1-N2 = Porcentaje mole de (c1+n2)

Límites:

23.7 ≤ 𝐴𝑃𝐼 ≤ 44

71 ≤ 𝑇𝑦 ≤ 248𝐹

1075 ≤ 𝑃𝑀𝑀 ≤ 5000 𝑝𝑠𝑖

Factores que afectan la presión mínima de miscibilidad (pmm)

1. Manteniendo otros factores constantes, la pmm se incrementa al aumentar la

temperatura.
2. La pmm es inversamente proporcional a la cantidad de c5-30 presente en el crudo.
3. La pmm es sensible a la distribución de la cadena c5-30, pues al incrementarse la
porción correspondiente a las gasolinas, la pmm disminuye.
4. La pmm se ve afectada en menor grado por los tipos de hidrocarburos presentes,
por ejemplo, si existen aromáticos, la pmm disminuye.
5. Las propiedades de la fracción pesada (c30+) tienen poca influencia en la pmm.
6. La ausencia de c2-4 no impide el desarrollo de la miscibilidad, no afectan
apreciablemente la pmm.
7. La presencia de metano en el aceite del yacimiento no cambia en forma apreciable
la pmm.
Modelo analítico para el programa de la inyección de CO2, miscible.
Cálculo del NP
El cálculo del Np es obra original de Koval, modificado por Claridge para el barrido areal
para un sistema homogéneo y heterogéneo, Este método es utilizado para calcular la
recuperación de petróleo de una serie de tamaños de baches asumidos (volumen de poro
inyectado de hidrocarburo, o HCPV) en patrones de cinco pozos con inyección -alterna
agua y gas (WAG) miscible.
El método Koval asume que la recuperación mejorada de petróleo con disolvente, en este
caso inyección de CO2 miscible, se aplica inmediatamente después de la recuperación
primaria. Además, el método asume que el yacimiento no tiene apoyo acuífero. Esta
suposición puede llevar a sobreestimar la producción de petróleo y almacenamiento de
CO2; sin embargo, es necesario un análisis para dar cuenta la afluencia de agua.

Claridge modificó el método inicial de Koval y presentó la siguiente ecuación para

estimar la fracción de aceite producida (NP) a partir de la inyección miscible:
1.28
𝑁𝑃 − 𝑉𝑝𝑖𝐵𝑇 6 𝐹𝑖 − 𝑉𝑝𝑖𝐵𝑇 𝑘 0.26
( ) = (1. 0.61 ) ( )
1.0 − 𝑁𝑃 𝐾 1.0 − 𝑉𝑝𝑖𝐵𝑇

Donde el subíndice BT significa a la ruptura, Vpi es el real fracción de volumen de poros

de disolvente inyectado, Fi es la fracción del volumen de los poros de hidrocarburos
(HCPV) de disolvente inyectado en un yacimiento en una operación ideal EOR de
patrones de cinco pozos, y K es el factor de Koval . En la ecuación anterior, el Np
representa HCPV aceite producido adicional, en unidades de volumen / volumen
(fracción). El valor volumétrico de NP se obtiene multiplicando por el volumen poral VP.

La fracción real de volumen de poros de disolvente inyectado en la saturación (VpiBT)

viene dada por

𝑉𝑝𝑖𝐵𝑇 = 𝐸𝐴𝐵𝑇. 𝑉𝑝𝑣𝑑𝐵𝑇

Donde Vpdv es el volumen del poro desplazado. La eficiencia de barrido areal en a la
ruptura (EABT) y el volumen del poro invadido inyectado a la ruptura (VpvdBT) están
dadas por:
0.4𝑀
𝐸𝐴𝐵𝑇 = 1 +
1+𝑀
1
𝑉𝑝𝑣𝑑𝐵𝑇 =
𝐾
En las ecuaciones, M es la relación de movilidad
𝑢𝑜
𝑀=
𝑢𝑠
y K es el factor de Koval, definida como
 1 4
𝜇𝑜 4
𝐾 = 𝐻. 𝐹 (0.78 + 0.22 ( ) )
𝜇𝑠

Donde μo y μs son viscosidad del petróleo y viscosidad solventes (CO2),

respectivamente; H es el factor de heterogeneidad (1 para yacimientos homogéneos); y F
es el factor de anulación gravedad (1 si no hay gravedad de anulación se supone). El factor
Koval es 1 en el caso idealizado de un yacimiento homogéneo con petróleo y disolvente
de la misma densidad y la viscosidad; para todos los demás casos, reales, K es mayor que
1.
Para yacimientos heterogéneos, el factor de heterogeneidad H está dada por la ecuación
𝑉𝐷𝑃
𝑙𝑜𝑔10 𝐻 = ( )
(1 − 𝑉𝐷𝑃)0.2
Donde VDP es el coeficiente de Dykstra-Parsons que indica la heterogeneidad del
yacimiento. Willhite resumió valores de la literatura que da un intervalo de 0,5 a 0,9 para
VDP, con un promedio de 0,7 para la mayoría de las rocas del yacimiento.
El factor de anulación gravedad (F) viene dada por la ecuación
∆𝜌
𝐹 = 0.565𝑙𝑜𝑔10 (𝐶𝐾𝑣𝐴 ) + 0.870
𝑄𝜇𝑠
Donde kv es la permeabilidad vertical (md), A es el tamaño del patrón (acres), Δρ es la
diferencia de densidad entre el petróleo y CO2 (g / cm3), Q es el tasa de inyección (bbl /
d), μs es solvente (CO2) viscosidad (cp), y C es la constante de patrones (2,5271 para un
arreglo de cinco pozos, y 2,1257 para accionamientos de línea). La velocidad de inyección
y tamaño del patrón son parámetros de funcionamiento que se establecen para cada
yacimiento en una base de caso por caso, después de los estudios de ingeniería
apropiados. El espesor y permeabilidad vertical son específicos del yacimiento y se deben
establecerse para cada uno de ellos; Δρ también debe establecerse en cada yacimiento,
basado en las densidades de petróleo y de CO2 a su presión y la temperatura respectiva.

Para el cálculo de la relación de movilidad (M), la viscosidad de CO2. Se calcula en base

a la presión del yacimiento y la temperatura y la viscosidad del aceite (en cp) se puede
calcular utilizando las siguientes ecuaciones:

1) Para los aceites muertos

𝑢𝑜𝑑 = 10𝑥 − 1

𝑥 = 102.1646−0.033580(𝐴𝑃𝐼) 𝑇 −0.601
Donde es la gravedad API de aceite, y T es la temperatura (° C).

2) Para los petróleos vivos

𝑢𝑜𝑑 = 𝐴𝑢𝑜𝑑 𝐵
 𝐴 = 12.589(𝑅𝑠 + 200)−0.482

𝐵 = 1.276(𝑅𝑠 + 15)−0.090
Donde RS es la relación gas / solución de aceite (SCF / STB), dados en las bases de datos.

La aplicación del método permite una evaluación rápida, para una selección de depósitos
adecuados para la inyección de CO2 miscible, para estudios detallados de yacimientos.

Cálculo de PMM.
El parámetro fundamental para determinar si un proyecto de inyección de CO2 resulta
rentable sí o no, es la miscibilidad del CO2 con el petróleo. La miscibilidad aumenta con
la profundidad y con la gravedad del petróleo. Usando los datos disponibles y aplicando
correlaciones numéricas se estima la presión mínima de miscibilidad, dependiendo de sus
limitaciones a considerar. Hay ecuaciones que solo piden temperatura, pero es más
recomendable utilizar el peso molecular promedio por mayor exactitud.
1
7864.9 1.0386
MW (C5+ ) = ( )
𝐴𝑃𝐼
Para el cálculo de la Presión Mínima de Miscibilidad. Holm y Josendal, actualizada por
Mungan

𝑃𝑀𝑀 = −329.558(7.727 ∗ 𝑀𝑊(𝐶5+ ) ∗ 1.005𝑇 ) − (4.377 ∗ 𝑀𝑊(𝐶5+ ))

Cronquist (1978)

𝑃𝑀𝑀 = 15.988𝑇𝑦 𝑎

𝑎 = 0.744206 + 0.001138𝑐5 + 0.0015279(𝐶1+ 𝑁2)

Cantidad de CO2
La cantidad de CO2-en operaciones de EOR a la ruptura es un subproducto directo del
método de Koval para predecir el comportamiento del yacimiento VpiBT. Teniendo en
cuenta que, en promedio el 40% del CO2 inyectado es recuperado en superficie después
de la ruptura, y suponiendo que se reinyecta de nuevo en el yacimiento, la cantidad de
CO2-Fi para cualquier fracción de volumen de poros de hidrocarburos (HCPV) de la
inyección de CO2 puede calcularse utilizando las siguientes ecuaciones:
A la ruptura (BT),
OOIP
MCO2 = ρCO2 · RFBT ·
Sh
En cualquier inyección HCPV
 MCO2 = ρCO2 · [RFBT + 0.6 · (RF%HCPV − RFBT)] · OOIP/Sh

Donde RFBT y RF% HCPV son, respectivamente, el factor de recobro a la ruptura y

porcentaje de volumen de poros de hidrocarburos (HCPV) de CO2 inyectado; OOIP es el
volumen del aceite original en su lugar; Sh es el factor volumétrico del aceite; y ρCO2 es
la densidad de CO2 calculado en la temperatura del yacimiento y de las condiciones de
presión.
EJEMPLO DE APLICACIÓN
Se propone maximizar la rentabilidad en la explotación de un yacimiento naturalmente
fracturado (YNF) perteneciente a la Región Sur en México con la aplicación de un método
de recuperación miscible, que en este caso será de inyección de gas hidrocarburo
enriquecido con CO2.

CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO

Ubicación
Regionalmente el campo se encuentra ubicado en la denominada Área Mesozoica
Chiapas-Tabasco, cuyos límites están dados por las Cuencas de Macuspana y Salina del
Istmo al Oriente y Occidente respectivamente; al sur por la Sierra de Chiapas y al norte
por la costa del Golfo.

Este campo cuenta con dos formaciones productoras principales que son Cretácico
Superior y Cretácico Medio, siendo ésta última la que, básicamente por cuestiones
volumétricas cuenta con el mayor atractivo para ser sometida a un proceso de
Recuperación Mejorada, debido a esto, este estudio se enfocará principalmente al análisis
del mencionado yacimiento.

Figura 6: Localización del campo

Geología del campo

El Campo se ubica en el área de Chiapas y Tabasco, la cual cubre una superficie de 23
400 km2. Geológicamente se localiza en la provincia del Cinturón Plegado de Reforma-
Akal. Limita con la Subcuenca de Comalcalco al NW, con la Sierra de Chiapas al Sur,
con la Subcuenca de Macuspana al E y con el Golfo de México al N.

El principal nivel estratigráfico productor de hidrocarburos es el Cretácico Medio, el cuál

abarca diversos medios ambientes de depósito dentro de un modelo de plataforma interna
que evoluciona hasta una cuenca, dentro de este modelo encontramos varios Plays que
son altamente productivos.
Dentro de la Plataforma interna, el play se caracteriza por contener yacimientos con
excelente porosidad primaria y alta permeabilidad. En la cuenca el Play productor se
caracteriza por el intenso fracturamiento que muestra la roca almacén y que favorece
significativamente a la permeabilidad de los yacimientos.

Figura 7: Estratigrafía del campo

Sísmica
La apertura y expansión del Golfo de México durante el Jurásico Medio-Superior marca
el inicio del tectonismo del área. El primer gran evento tiene lugar a finales del período
Cretácico, este evento da como resultado los primeros altos estructurales del SE de
México y cambia drásticamente el régimen sedimentario de carbonatos a terrígenos.
Las estructuras compresivas conforman un cinturón de pliegues y cabalgaduras orientadas
NW-SE, el cual se extiende desde el sur, en la Sierra de Chiapas, hasta el norte mar
adentro. Las estructuras son de empuje y de transferencia, con un nivel de despegue sobre
las evaporitas y calizas del Jurásico Superior. Las estructuras del Neógeno están orientan
NE-SW y están relacionadas con el evento extensional, que es el más joven, favorecido
por los sistemas de fallas, que son comunes a evacuación de sal y lutitas.

Figura 8: Sísmica del campo

CARACTERIZACIÓN DEL CAMPO

La caracterización del campo se realizó a partir del pozo C-1, perforado en el año de 1972,
el cual fue el precursor de la explotación del campo, quedando productor de aceite negro
en rocas carbonatadas del Cretácico Medio y Superior, se caracteriza por ser rocas
carbonatadas, naturalmente fracturadas, con una composición petrofísica de 38% de
caliza y 62% de dolomía.
El principal objetivo fue lograr una caracterización sobre la base de información de roca
y registros de pozo, que permitiera la determinación de las características petrofísicas del
yacimiento y observar el comportamiento de algunas propiedades a diferentes
condiciones como es el caso de las Pruebas PVT.

Petrofísica
Continuando con la actualización del modelo estático se tomaron registros petrofísicos
del pozo C-1. Principalmente, esto debido a que este había sido el descubridor del Campo,
quedando productor de aceite negro en rocas carbonatadas del Cretácico Medio y
Superior. Se obtuvieron muestras muestras pertenecientes al pozo C-1, cuyo análisis
ejercido al núcleo demuestra que este corresponde a la edad del cretácico medio, y posee
facies litológicas como Mudstone Dolomitizado, Brecha Dolomitizado, Mudstone
Arcilloso Dolomitizado y Facies de Dolomía.

Pruebas PVT
En lo que respecta a las propiedades de los fluidos, inicialmente se tomó muestra de fondo
del pozo C-4 (cercano al C-1)y se realizaron análisis PVT. Las principales propiedades
obtenidas son mostradas en la siguiente tabla:
 Pozo Presión Temp. Presión de RGA u °API Bo Compres
inicial inicial saturación (cP) a Pb
(m3/m3) (bbl/stb)
(Kg/cm2) (°C) (Kg/cm2) (psia-1 )

C-4 264 119 262 261.2 0.264 37 1.750 2.92E-05

Tabla 3: Propiedades PVT del pozo C-4

Uno de los aspectos más importantes en una inyección de gas es el comportamiento de la

viscosidad con respecto a la presión. Por tal motivo es de vital importancia tener un
estudio de esta propiedad para poder predecir con mayor eficiencia el comportamiento
del proyecto. En la siguiente figura se puede observar el análisis correspondiente, esto
con el fin de observar la variación de la viscosidad con respecto a la presión.

1.2
1
Viscosidad (cp)

0.8
0.6
0.4
0.2
0
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
Presión(Kg/cm2)

Ilustración 1: Presión vs viscosidad

Como puede observarse, al abatirse la presión por debajo de la presión de saturación,

provoca que se entre a la región de dos fases, ocurriendo una gran liberación del gas
disuelto en el aceite por lo que tiene como consecuencia un aumento en la densidad del
fluido ya que la viscosidad depende en gran medida de la densidad y composición, por lo
tanto, también se incrementa la viscosidad. Otro aspecto que se debe mencionar es el
comportamiento de la presión respecto al volumen de líquido retrogrado, como se puede
observar en la siguiente figura:

2.5

2
Bo (bbl/stb)

1.5

0.5

0
0 100 200 300 400 500
Presión(Kg/cm2)

Ilustración 2: Presión vs Bo
Se observa en la figura anterior que de igual manera que en el comportamiento de la
viscosidad, este último parámetro también refleja una influencia por la presión de
saturación. En primer lugar, sucede una expansión del aceite ya que la presión se abate y
el Bo aumenta hasta el punto máximo que es la presión de burbuja todo esto en la etapa
de bajo saturación, pero posterior a este empieza a disminuir el Bo ya que empieza una
liberación del gas en el espacio poroso del yacimiento y esto sucede en la etapa de
saturación.

INFORMACIÓN GENERAL DEL CAMPO

A continuación, se presentarán los datos generales del campo como los antecedentes del
campo y etapas de explotación, descubierto con la perforación del Pozo C-1, con la
finalidad de incrementar el conocimiento de los mecanismos que han actuado en este
campo, así como también las condiciones en las que se encuentra actualmente.

ANTECEDENTES
Pozo descubridor C-1
Inicio de Explotación Septiembre-1972
YACIMIENTO
Formación Productora Cretácico Medio e Inferior
Tipo de Yacimiento Aceite Negro
Área (Km2) 48
Espesor Neto (m) 399
Profundidad media (mbNM) 4080
Tipo de empuje Expansión S. R&F/Empuje Hidráulico
Porosidad (%) 2.6
Permeabilidad (mD) 9
Temperatura (C) 125
Densidad del aceite (API) 35
Saturación del agua (%) 28
Salinidad (PPM) 180,000
Contacto agua-aceite original (mbNM) 4700
Presión inicial (Kg/cm2) 470
Presión de saturación (Kg/cm2) 321
Presión Promedio Yac. (Kg/cm2) 260
PERFORACION
Pozos Perforados 89
Pozos Operando 26
Productores 21
Inyectores 5
Pozos Cerrados 19
Pozos Taponados 44
PRODUCCION
 Producción Máxima (1979)
Aceite (BPD) 131,361
Gas (MMPCD) 263
Producción actual
Aceite (BPD) 7,082
Gas (MMPCD) 20.4
Agua (BPD) 4,592
Factor de Recuperación
Aceite (%) 31
Gas (%) 31
Agua (%) 39
Tabla 4: Antecedentes del campo

ETAPAS DE EXPLOTACIÓN
Con la finalidad de facilitar el entendimiento del comportamiento dinámico del
yacimiento a lo largo de su vida productiva, su análisis se dividió en etapas que a
continuación se describen.

ETAPA 1: marzo de 1973 – diciembre de 1978

Esta primera etapa se caracteriza por el incremento constante en la producción de
hidrocarburos debido al desarrollo del campo, la cual en aproximadamente cinco años
alcanzó un valor máximo del 126 mbd de aceite. Por su parte, el comportamiento de la
relación gas - aceite se mantiene estable con un valor promedio de 320 m³/m³. Sin
embargo, el flujo fraccional de agua al final de esta etapa alcanzó un valor máximo de 59
%. La presión original del campo es de 470 kg/cm², pero a partir del inicio de su
explotación, muestra un abatimiento constante disminuyendo la presión a 350 kg/cm²,
manteniéndose todavía por encima de la presión de saturación (320.7 kg/cm²).

ETAPA 2: enero de 1979 – diciembre de 1981

Este periodo se caracteriza por una fuerte declinación en la producción de aceite y gas,
como consecuencia de la terminación del desarrollo del campo y el depresionamiento del
yacimiento, inclusive se cierran muchos pozos por alto porcentaje de agua debido al
avance lateral del acuífero En junio de 1980 se inicia el proceso de Recuperación
Secundaria mediante la inyección de agua, represionando notablemente al yacimiento; ya
que la presión venía declinando fuertemente alcanzando a fines de esta etapa un valor de
310 kg/cm².

ETAPA 3: enero de 1982 – noviembre de 1983

En esta etapa la declinación de la producción fue menos severa debido al cierre de pozos,
de los cuales la mayoría fueron cerrados por alto porcentaje de agua y alta relación gas-
aceite. Debido a que es un yacimiento muy fracturado y a la extracción de hidrocarburos,
se presentó una fuerte entrada lateral de agua de la formación que alcanzó las zonas
estructuralmente altas, dando como resultado la deformación del acuífero en ciertas
zonas. Por esta causa en noviembre de 1983 se suspendió totalmente la inyección de agua.
A partir de 1982, se empieza a liberar el gas en solución, ocasionando que la RGA del
yacimiento se incrementó en forma considerable.

ETAPA 4: diciembre de 1983 – Septiembre 2010

Al inicio de esta etapa la declinación de la producción es muy suave debido al bajo
vaciamiento y los efectos tardíos de la inyección y en algunos meses se alcanzan
producciones mayores a los 5 mbd debido a la implementación de un sistema artificial de
explotación por bombeo neumático y a las reparaciones mayores de varios pozos. Cabe
destacar que se generaron zonas de alta saturación de gas, lo cual provocó que algunos
pozos presentaran alta relación gas-aceite.

Durante los últimos años se han perforado nuevos pozos, pero debido a sus resultados se
ha suspendió la perforación de pozos ya programados. Actualmente se desarrolla un
modelo integral del yacimiento que permitirá replantear la estrategia para la etapa final
de explotación, considerando prioritariamente soportar el proceso de Recuperación
Adicional.

Figura 9: Etapas de explotación del campo

PLANEACIÓN DE LA PRUEBA PILOTO
Como se demostró anteriormente las características del campo muestran una gran
oportunidad en la parte técnica para implementar la inyección de gas enriquecido con
CO2 como método de recuperación mejorada, por tal motivo se analizará los diversos
requerimientos para implementarla.

Selección de la fuente de abastecimiento del gas

Una de las condiciones primordiales al diseñar procesos de Recuperación Adicional de
hidrocarburos es la identificación de fuentes alternativas de suministro, en el caso óptimo
para este tipo de yacimientos sería conveniente pensar en inyectar CO2 como es el caso
planteado en el trabajo, dadas sus condiciones particulares la Regio sur contó por mucho
tiempo con una de las fuentes más atractivas a nivel regional de este gas, actualmente se
cuenta con una serie de campos que presentan en sus composiciones de gas una alta
concentración de CO2 ,estos campos son Gaucho 60% ,Sitio Grande 50%, Carmito 63%,
Topén 37%, Artesa 40% y Sunuapa Este 42% , al contar con una fracción molar
considerable de CO2 en el gas producido lo ideal sería separar este gas contaminante para
hacer uso del gas hidrocarburo y derivar solo CO2 al proceso, pero, dadas las condiciones
actuales, no es posible hacer dicha separación ya que la planta de separación de CO2
existente en Artesa ya no opera desde el año 2006.

Contrariamente hay que mencionar que no se cuenta con una fuente de CO2 puro y su
generación seguramente representaría una fuerte inversión que haría incosteable el
proyecto, por lo tanto y de manera obligada, el gas existente producido por los campos
de la Región Sur sería la fuente más atractiva a considerar en el proceso, ya que nos
permitirá, primero, recuperar un volumen de aceite adicional que no se podría recuperar
de manera convencional, segundo, contribuir significativamente al cuidado del medio
ambiente a través de la inyección del CO2, considerado uno de los principales gases que
propician el tan dañino efecto invernadero, y tercero ayudar en la estabilización del
porcentaje de CO2 entregado a Petroquímica.

Selección de la línea de transporte de gas

Otra de las situaciones medulares al momento de seleccionar la fuente de suministro la
constituyó el identificar el punto más cercano del ducto que transporta la corriente de gas
seleccionada hacia el pozo inyector, para este fin se presenta la alternativa más viable.

Equipo de Compresión
Para definir el equipo primero se verifico la capacidad de admisión del intervalo abierto
y con ello definir la capacidad del equipo superficial de compresión necesario para
inyectar el gas, para esto se realizó la prueba inyectividad con los siguientes gastos de
nitrógeno de 5, 10, 15 y 20 de mmpcd, durante la operación se decidió reducir los tiempos
de inyección de 5 y 10 mmpcd, esto debido a que no se alcanzó su estabilización y
optimizar el volumen de N2 para los gastos de 15 y 20 mmpcd. Los resultados de la
prueba mostrados fueron la base para establecer las necesidades de compresión
superficial.

Gasto de inyección Presión de inyección Presión en el fondo

(mmpcd) (Kg/cm2) (kg/cm2)

5.00 116.0 225.25

10.00 149.0 258.65

15.00 191.0 299.86

20.00 215.0 324.75

Tabla 5: Resultados de prueba de inyección con N2

Habiendo definido que la corriente a usar sería la proveniente de la estación de

compresoras Sitio Grande y de la corriente de compresoras Agave, a continuación, se
presenta el resultado de mezclar las corrientes antes mencionadas, la cual se estima a
través de un simulador de procesos resultando la composición con el encabezado de
Mezcla Total en la tabla siguiente.
Mezcla 1 Mezcla 2
COMPONENTE GAS SITIO GRANDE GAS_AGAVE MEZCLA TOTAL
H2O 0.30 0.14 0.26
N2 3.37 0.30 2.53
CO2 30.81 1.18 22.70
H2S 0.89 1.08 0.94
METHANE 48.73 85.06 58.67
ETHANE 5.88 7.24 6.25
PROPANE 7.74 3.10 6.47
IBUTANE 0.44 0.54 0.47
BUTANE 1.07 0.95 1.04
IPENTANE 0.33 0.21 0.29
PENTANE 0.38 0.19 0.33
HEXANE 0.06 0.02 0.05
HEPTANE 0.01 0.00 0.01
Tabla 6: Mezcla Total

Se convirtieron los resultados obtenidos durante la prueba de inyectividad con N2

realizada, a condiciones de la mezcla 1 y 2, esto para definir las condiciones necesarias
para documentar el equipo de compresión e inyección necesario para alimentar el proceso,
a continuación, se muestran estos resultados.
 Gasto de inyección Presión de inyección Presión en el fondo
(mmpcd) (Kg/cm2) (kg/cm2)
5.00 142.50 258.10
10.00 170.50 288.80
15.00 204.50 322.10
20.00 244.00 357.70
Gasto de inyección Presión de inyección Presión en el fondo
(mmpcd) (Kg/cm2) (kg/cm2)
5.00 158.00 258.46
10.00 186.00 288.73
15.00 220.00 322.70
20.00 258.00 357.30
Tabla 7: Resultados de la Mezcla 1 y 2

Al realizar la prueba piloto con el fluido establecido anteriormente, el cual es el gas

enriquecido con CO2 se utilizaron los gastos de inyección de 10, 15, 20 mmpcd de los
que se obtuvieron presiones de inyección y de fondo las cuales se asemejan a las obtenidos
por la simulación de las mezclas presentadas en la tabla III.8, por lo que se asume que
también se presentan problemas similares en la inyección, todo esto ayuda a sentar las
bases de un equipo que permita comprimir e inyectar la corriente de gas si se llegara a
implementar en todo el campo.

Gasto de Presión de Presión en el Presión de Temp. De

inyección inyección fondo (kg/cm2) succión succión (°C)
(mmpcd) (Kg/cm2) (Kg/cm2)
10.00 140.00 248.80 20.00 27.00
15.00 232.00 340.80 25.00 24.00
20.00 246.00 354.80 30.00 20.00
Tabla 8: Información para diseño de equipo de compresión

Es importante mencionar que los rangos de gasto de inyección que se ocuparan durante
la prueba piloto de este método de recuperación oscilan entre los valores de 5-20 (mmpcd)
así como los rangos de presiones de inyección son similares a los presentados en la tabla
anterior.

SELECCIÓN DE LA ZONA DE INYECCIÓN

Dado su alta heterogeneidad y con fines de establecer el área idónea para la
implementación de una prueba piloto de inyección de gas, se procedió al análisis de la
siguiente información:

 Resultados de Pruebas de Presión

 Salinidad de Agua producida e inyectada

 Presiones de Fondo Estática

  Datos de Producción

 Contacto agua-aceite actuales

 Análisis del Fallamiento

 Espesor Neto Impregnado

Todo este conjunto de información permitió determinar que la zona norte del bloque
cuenta con condiciones de confinamiento entre fallas que permitiría controlar la prueba
en el sentido de optimizar el gas inyectado, así como contar con la posibilidad de ser
monitoreado debido a la suficiencia de pozos productores que servirían como pozos
monitores de la prueba, y de ser el caso, al implementar el proceso masivamente en el
campo.

Por lo tanto, derivado de los anteriores análisis de ingeniería se estableció que el Bloque
norte del campo cuenta con las condiciones adecuadas para ser sometido a un proceso de
Recuperación Mejorada por inyección de gas hidrocarburo + CO2.

 Volumen original atractivo, 423 MMBLS, de los cuales se han producido a la

fecha 125.7 MMBLS, esto representa un Fr del 31% el cuál se pretende
incrementar entre un 3.0 y un 8% con respecto al volumen original del bloque
central, incorporando un volumen de entre 14 y 33 MMBLS de aceite atribuible.
 Es un área representativa del yacimiento, confinada entre fallas semipermeables.
 Espesor neto impregnado considerable, del orden de los 80 metros.
 Moderado fallamiento de mediana y baja escala.
 Con este esquema de inyección se espera influenciar el aceite contenido entre el
inyector C4 y 10 de los 14 pozos productores actuales en el bloque central.

Selección de Pozo Inyector

Inicialmente se buscaron dentro del bloque central los pozos que representaran interés
para ser analizados con fines de encontrar el pozo que servirá en esta fase como pozo
inyector. Con la finalidad de no afectar la economía del proceso no se consideró el
acondicionamiento de pozos productores ni la perforación de pozos con fines de
inyección.

Al analizar los pozos programados para taponamiento se encontró con pozos cerrados
durante periodos muy largos de tiempo, con problemáticas recurrentes en su estado
mecánico durante su vida productiva, más entre ellos se encontró al pozo C-4 que a pesar
de encontrarse en este estatus fue un pozo inyector de agua se encontraba abierto en esta
formación, su posición en la estructura lo hacía atractivo debido a la considerable cantidad
de pozos productores en su vecindad ,su acondicionamiento resultaba por demás fácil de
ejecutar y su posición con respecto a la posición del punto de suministro de gas también
resultaba por demás favorable, es por eso que se definió a este pozo como el más adecuado
para acondicionarlo como inyector de gas.
Los aspectos que favorecieron la selección del pozo C-4 como inyector son:

 Su posición en la estructura, ya que cuenta con 14 de los 21 pozos productores

del campo.
 Acondicionamiento sencillo y rápido.
 Buena capacidad de inyección probada.
 Estatus actual, se sacó del concepto de pozo cerrado pendientes de
taponamiento permitiendo su aprovechamiento en beneficio del proceso.
 Posición favorable con respecto al punto de suministro de gas.

Se acondiciono el pozo inyector, en el cual se obturo el intervalo 3781 - 3810 m. y se

abrió los intervalos 3905 - 3920 y 3872 - 3890 m., con pistolas de alta penetración. La
reparación del pozo se dio con relativa tranquilidad a excepción de que se presentó una
anomalía en la TR de 5” la cuál no permitía asegurar la hermeticidad del sistema, pero
coincidentemente esta se presentó en la zona programada para ser disparada por lo que se
obviaron los trabajos de remediación para proceder a los disparos.

Figura 10: Estado mecánico Pozo C-4

ESTUDIOS DINÁMICOS
La inyección de gases contempla varias determinaciones experimentales básicas, en este
estudio en particular se consideró el escenario con la mezcla de gas hidrocarburo más
CO2, por lo que entre estos estudios se encuentra:

 Determinación de la presión mínima de miscibilidad

 Hinchamiento de aceite
 Precipitación de asfalténos
El estudio de estas pruebas es necesario para comprender los posibles problemas que se
pueden presentar al inyectar gas en condiciones miscibles, así como también tiene la
finalidad de demostrar que aceite adicional puede ser movilizado y recuperado a través
de la inyección del gas elegido.

Determinación de la Presión Mínima de Miscibilidad

Esta prueba se desarrolló bajo la metodología de la Burbuja Ascendente, el criterio para
determinar la Presión Mínima de Miscibilidad (MMP) es el siguiente:

 A presiones por debajo de la presión PMM:

La burbuja de solvente podría conservar su forma al ingresar a la columna de aceite, y
puede llegar hasta la parte superior del tubo. La figura siguiente muestra el
comportamiento de la presión durante esta prueba.

Figura 11: Celda burbuja ascendente (no miscible)

 Por encima de la presión PMM:

La burbuja de gas podría desintegrarse, disolverse o desaparecer en el aceite
inmediatamente después de hacer contacto con el mismo o bien, podrían disolverse más
lentamente, tornarse turbia y desarrollar colas miscibles, desapareciendo antes de alcanzar
la parte superior del tubo, la figura muestra un ejemplo del comportamiento de la burbuja
a diferentes presiones.

Figura 12: Celda burbuja ascendente (miscible)

Como se pudo observar la condición de presión para lograr un contacto miscible
experimental entre la mezcla de gas de la corriente Sitio Grande + Agave seleccionada
con aceite del yacimiento es de 288 Kg/cm2.

Hinchamiento de Aceite
La prueba de hinchamiento es una prueba en donde se pone en contacto el aceite con
distintas fracciones del gas de inyección con el objetivo de estimar la presión de
saturación para cada punto de hinchamiento. En la Figura siguiente se representa dicha
prueba a temperatura de yacimiento.

Figura 13: Prueba de hinchamiento

Las gráficas anteriores muestran que cuando un 17 % del gas inyectado se asocia con el
líquido del yacimiento se genera un incremento de volumen de un 8.8% y una reducción
de la densidad de 0.66 a 0.62 gr/cm3, cuando se disuelve un 31% el volumen crece en un
16.3%, disminuyendo la densidad a 0.60 y cuando se disuelve un 45% el aumento del
volumen es de casi 35%, reduciendo su densidad hasta 0.56, estos resultados muestran
una buena capacidad de hinchamiento de aceite.

Precipitación de Asfáltenos
Dadas las problemáticas que se podrían presentar al inyectar un gas “extraño” al
yacimiento se consideró la posibilidad de que se pudieran presentar las condiciones
necesarias para que existiera la precipitación de asfalténos, siendo este punto crítico al
momento de decidir el futuro del proyecto dado el daño irreversible que se podría causar
de darse la condición de precipitación.

Como también ya se ha dicho, cuando el CO2 es inyectado al yacimiento y se pone en

contacto con el aceite crudo, esto provoca un cambio en el comportamiento y las
condiciones de equilibrio del aceite lo cual provoca que haya una precipitación de sólidos
orgánicos principalmente asfaltenos.

Figura 14: Ejemplo de precipitación positiva

La figura anterior es un ejemplo de precipitación positiva en la cual se puede observar

una interrupción de la luz laser producto de esta precipitación

Figura 15: Prueba de precipitación de asfáltenos

Debido a que en el caso particular de este estudio no se cumple la condición de
interrupción de la transmisión del haz de luz se concluye que no existen las condiciones
necesarias para que se precipiten asfalténos derivado a la interacción de los fluidos del
yacimiento y el gas inyectado.

Cromatografía de Gas
Con la finalidad de identificar el comportamiento del gas inyectado durante el proceso se
realizó un programa de monitoreo cromatográfico a todos los pozos productores del
campo, con esta información se identificaron las líneas base de CO2 por pozo que
permitirán monitorear el comportamiento del gas inyectado.

Figura 16: Estudio de cromatografía de gas

Inicialmente se identificó la línea base de CO2 correspondiente al campo, esta línea

corresponde a un valor de 3.0 %, la base de este valor se describe en el PVT del pozo C-
60, posteriormente se identificaron dos tendencias de CO2 diferentes, la primera
corresponde a los pozos que operan bajo las influencia de un sistema artificial de
producción y el segundo grupo de pozos corresponde a los pozos que operan de manera
fluyente natural, en estos se observan que se alinean de manera más uniforme alrededor
del valor de la línea base natural.
RESULTADOS DE LA PRUEBA PILOTO
Ya se ha mencionado los estudios necesarios para llevar a cabo una prueba así como la
información general del campo requerida para comprender cuál es el método de
recuperación más viable de acuerdo a las características presentes .A continuación se
muestran los resultados de la prueba piloto con gas enriquecido con CO2 teniendo como
pozo inyector el pozo C-4 y como productor el pozo C-4D .Se debe tener en cuenta que
los resultados de una prueba sirven de base para implementar un método de recuperación
a todo el campo, siempre teniendo en consideración el éxito del proceso así como su
rentabilidad.

Figura 17: Resultados de la prueba piloto para el Qo (bpd)

En la Figura anterior se observa la ejecución de la prueba piloto, en la cual se puede

apreciar cómo era la tendencia negativa del pozo C-4D, ya que como tiene un tiempo de
explotación considerable su producción estaba declinando, pero al inyectar el gas
enriquecido con CO2 como método de recuperación sin duda la tendencia de la
producción cambia favorablemente, incrementando los gastos en un periodo de tiempo
relativamente corto así como también de una manera sostenida durante el proceso de
ejecución de la prueba.
 Figura 18: Resultados de la prueba piloto para la producción acumulada

Con lo relativo a la producción acumulada se puede mencionar que tiene un crecimiento

acelerado en un corto periodo de tiempo por lo que demuestra la capacidad que tiene la
implementación de este método ya mencionado, esto sin duda permite sentar las bases
para una implementación en todo el campo ya que se ha demostrado que se tiene un
proceso exitoso al ejecutar este tipo de método de recuperación mejorada. A continuación,
se presentan los pronósticos de una inyección de gas enriquecida a nivel de todo el campo
para demostrar la rentabilidad tanto técnica como económica de este método.

CONCLUSIONES
Los proyectos de inyección de CO2 en yacimientos petroleros, representan el mejor
escenario para el almacenamiento geológico de este GEI, pues además de que tienen la
capacidad de almacenar grandes volúmenes de CO2 de forma permanente, ayudan a la
reactivación de campos maduros, agregando valor a sus planes de explotación

Los mecanismos de producción ayudan a que el yacimiento pueda producirse de una

forma más eficiente bajo condiciones críticas. Existen factores para que estos mecanismos
funcionen apropiadamente tales como, la eficiencia de barrido y la eficiencia de
desplazamiento que permitirán predecir el comportamiento del fluido inyectado en la
formación. Los principales mecanismos que destacan para la recuperación de petróleo
son el Método de Desplazamiento Inmiscible y el Método de Desplazamiento Miscible.

El parámetro fundamental para determinar si un proyecto de inyección de CO2 resulta

rentable sí o no, es la miscibilidad del CO2 con el petróleo, debido a que la miscibilidad
aumenta con la profundidad y con la gravedad del petróleo.

Es necesario realizar estudios dinámicos de laboratorio a fluidos y núcleos, para conocer

el comportamiento que se obtendrá debido al contacto del aceite con el gas de inyección.
Los resultados de la prueba piloto sin duda son alentadores en cuanto a volúmenes de
aceites producidos, por lo que establece las bases para implementar dicho método en el
bloque central del campo.

RECOMENDACIONES
La implementación de esta tecnología a gran escala impulsaría la producción de
hidrocarburos, incrementando volúmenes de reservas y resultando una herramienta para
la industria petrolera cuyos objetivos de producción son muy ambiciosos.
Es importante que este tipo de inyección de CO2 sea más estudiado debido a que pueden
desarrollarse más mecanismos de producción que genere mayor productividad y sea más
eficiente con menor inversión.

Tener muy en cuenta que hay que mantener factores constantes, debido a que PMM se
incrementa al aumentar la temperatura, clave en los procesos miscibles de recobro de
petróleo. Depende básicamente de la temperatura, composición del gas de inyección y
composición del crudo en el yacimiento.
Es necesario concluir satisfactoriamente con el estudio de simulación de yacimiento, con
la finalidad de contar con una herramienta capaz de describir lo más fielmente posible, la
mejor estrategia de explotación para un campo y especialmente el proceso de
Recuperación Adicional de Hidrocarburos por inyección de gas hidrocarburo enriquecido
con CO2.

BIBLIOGRAFÍA
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