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UNIVERSIDAD AUTÓNOMA “GABRIEL RENÉ MORENO” FACULTAD INTEGRAL DEL CHACO

INGENIERIA DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL

METODO DE RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE GAS DOCENTE: ING: CARLOS ABREGO MATERIA: RESERVORIO III SIGLA: PET-420 Bc UNIVERSITARIOS: -

Mariola Leygue Reynoso

213031388

-

Luis David Vallejos Pantoja

213028166

-

María soledad seña Sóliz

212092901

-

Santos Aramayo padilla

213029057

-

Santiago Barja Cuellar

213198460

-

María Lízeth Zenteno Balderrama

213034387

-

Roberto Olguin Rivera

209014288

-

Darwin Peralta Coca

213032465

-

Cinthya Calle Mamani

213029601

-

Roger Cárdenas Rivera

214108759

CAMIRI - SANTA CRUZ – BOLIVIA

INDICE 1 INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 1 2 OBJETIVO Y ALCANCE OBJETIVO: .............................................................................. 1 3 ANTECEDENTES ............................................................................................................... 1 3.1 geología ....................................................................................................................... 1 3.2 CARACTERIZACIÓN DEL YACIMIENTO .............................................................. 2 3.2.1 Roca madre .......................................................................................................... 2 3.2.2 Roca almacén ...................................................................................................... 2 3.2.3 Roca sello ............................................................................................................. 3 3.2.4 Trampa .................................................................................................................. 4 3.2.5 Generación de petróleo .................................................................................... 4 3.2.6 Migración ............................................................................................................. 4 4. CONCEPTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS ................................................... 5 4.1 porosidad .................................................................................................................... 5 4.2 permeabilidad ............................................................................................................ 5 4.3 mojabilidad ................................................................................................................. 5 4.4 presión capilar ............................................................................................................ 5 4.5 PARÁMETROS EN LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO ......................................... 5 4.5.1 Presión de burbuja (Pb) ................................................................................. 5 4.5.2 Factor de compresión (Z). ................................................................................. 6 4.5.3 Factor de expansión (E) ..................................................................................... 6 4.5.4 Factor de formación volumétrico de petróleo (Bo) ..................................... 6 4.5.5 Ratio de solución gas-petróleo (Rs)................................................................ 6 4.5.6 Corte de agua (water cut) ................................................................................. 6 4.5.7 Gravedad específica del gas (g) ....................................................................... 6 4.5.8 Gravedad especifica del petróleo (o) .............................................................. 6 4.6 CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS SEGÚN EL DIAGRAMA DE FASES ................................................................................................................................. 7

5. METODOLOGÍA .............................................................................................................. 7 5.1 recuperación primaria............................................................................................... 7 5.2 recuperación secundaria .......................................................................................... 8 5.3 Inyección en Recuperación Secundaria................................................................. 8 5.3.1 Inyección de agua y/o gas La recuperación secundaria: ............................ 8 6. INYECCIÓN DE GAS ....................................................................................................... 9 6.1. Inyección de gas interna ....................................................................................... 10 6.2. Inyección de gas externa....................................................................................... 11 7. LA FORMA DE INYECTAR FLUIDOS AL YACIMIENTO ........................................ 12 7.1. Inyección central ..................................................................................................... 12 7.2. La inyección periférica o externa ......................................................................... 12 7.3. Inyección monoclinal ............................................................................................. 13 7.4. Inyección en arreglos ............................................................................................. 13 7.5. En línea directa ........................................................................................................ 14 7.6. En línea alterna ........................................................................................................ 14 7.7. Arreglo de 5 pozos ................................................................................................. 15 7.8. Arreglo de 7 pozos ................................................................................................. 15 7.9. Arreglo de 9 pozos ................................................................................................. 15 8. CONCLUSIONES ........................................................................................................... 17

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METODO DE RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE GAS 1 INTRODUCCIÓN Es una de las labores principales determinar cual es el mecanismo de producción natural del yacimiento y utilizar métodos adicionales que permita que se mantenga la energía que aporta al método de recuperación primaria para alcanzar el mayor porcentaje de recobro posible.

2 OBJETIVO Y ALCANCE OBJETIVO: secundaria de un campo de petróleo mediante la inyección de gas natural y su conversión en Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural. ALCANCE: El trabajo a desarrollar consiste en inyectar gas natural en los pozos más altos del yacimiento para barrer el petróleo contenido en los poros y producir petróleo por los pozos que están por encima del contacto petróleoagua. Este proceso se hará en ciclos de inyección y extracción de gas natural para recuperar la presión inicial del yacimiento. Con este método obtendremos al final una presión inicial generada por el gas natural que habrá ocupado los espacios vacíos dejados por: -

La recuperación primaria de petróleo.

-

El volumen de gas disuelto inicialmente en el petróleo.

-

El agua producida durante todo el periodo de la recuperación primaria.

-

La recuperación secundaria de petróleo.

Una vez recuperada la presión inicial del yacimiento, éste podrá ser utilizado como almacenamiento subterráneo de gas natural.

3 ANTECEDENTES

3.1 geología La geología del petróleo es una aplicación especializada de la geología que estudia todos los aspectos relacionados con la formación de yacimientos petrolíferos y su prospección.

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3.2 CARACTERIZACIÓN DEL YACIMIENTO 3.2.1 Roca madre La roca madre es el lugar donde se generan los hidrocarburos, se trata de materia orgánica depositada simultáneamente con partículas de roca, normalmente son lutitas o calizas. Existen varios factores para saber si una roca es generadora de petróleo, entre los que destacan: - La cantidad de materia orgánica presente en las rocas: carbono orgánico total (TOC) (ver Tabla.1).

- Calidad de la materia orgánica: tipo de kerógeno (ver Tabla 2).

3.2.2 Roca almacén Un almacén es una unidad rocosa del subsuelo que contiene petróleo, gas y/o agua. Estos fluidos se alojan en los poros de la

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roca que se encuentran comunicados, es decir, una buena roca almacén debe tener una alta porosidad para almacenar el fluido y una alta permeabilidad para permitir el movimiento del fluido. Las rocas almacén son generalmente sedimentarias (areniscas y carbonatos) aunque también pueden ser

rocas ígneas o

metamórficas fracturadas. Las areniscas están compuestas por partículas de tamaño arena. Se depositan en diversos ambientes como los desiertos, valles fluviales y ambientes costeros o de transición. Fijándonos en su textura podemos saber de qué ambiente deposicional provienen y así anticipar la geometría del yacimiento. Éstas suelen tener una porosidad del 10-30 %.

3.2.3 Roca sello La roca sello es la roca que actúa como barrera al escape del petróleo y/o gas dentro del yacimiento. Las lutitas representan las rocas sello más importante en cuencas dominadas por yacimientos clásticos y las evaporitas en yacimientos carbonatados. Factores que condicionan la efectividad del sello: - Litología: las rocas sello deben tener poros de pequeño tamaño y nula permeabilidad como por ejemplo arcillas, lutitas, evaporitas y rocas orgánicas. Las margas, areniscas y conglomerados pueden ser sello pero de peor calidad. – Plasticidad: las litologías plásticas son menos propensas a la fracturación por lo que serán importantes sellos. Las rocas más plásticas son las evaporitas. La plasticidad aumenta con la profundidad y presión. - Espesor del sello: con pequeños espesores, las rocas de grano fino pueden alcanzar presiones de desplazamiento que soporten grandes columnas de hidrocarburos. En los yacimientos de gas es mejor que éstas tengan un gran espesor para evitar pérdidas por difusión.

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- Profundidad del sello: la profundidad máxima que haya alcanzado el sello influye en su efectividad, por lo que las rocas estarán bien compactadas aunque estén próximas a la superficie, manteniendo su plasticidad y permitiendo la deformación frágil durante la elevación.

3.2.4 Trampa Es un obstáculo que impide la migración de petróleo hacia la superficie. Puede contener petróleo, gas o ambos. Se forma cuando la presión capilar en los poros sobrepasa la presión de flotabilidad del petróleo. Las trampas pueden ser estructurales o estratigráficas.

3.2.5 Generación de petróleo El petróleo se origina por la deposición de minúsculos animales y sustancias vegetales que se acumulan en el fondo lacustre y marino. Con el paso del tiempo, la materia orgánica se descompone y permanece en la profundidad ya que es cubierta por sedimentos posteriores. Según

la

profundidad

y

temperatura

a

la que llegue la roca antes

madre de

que

ocurra

la

migración,

el

hidrocarburo será como se describe en la siguiente

3.2.6 Migración La migración primaria es el desplazamiento de hidrocarburos desde la roca madre a rocas más porosas y permeables.

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4. CONCEPTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS 4.1 porosidad La porosidad se refiere a la medida del espacio intersticial (espacio existente entre grano y grano). Se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca, entendiéndose por volumen poroso al volumen total menos el volumen de granos o sólidos contenidos en la roca.

4.2 permeabilidad La permeabilidad es una característica inherente a la roca, que da una idea de la capacidad para dejar fluir el fluido a través de los canales que constituyen el volumen poroso interconectado. Se expresa mediante una unidad arbitraria denominada Darcy. Un Darcy expresa el flujo en un centímetro cubico de líquido con viscosidad igual a un centipoise, a través de un centímetro cubico de roca en un segundo y con un diferencial de presión de una atmósfera.

4.3 mojabilidad La mojabilidad describe la interacción del fluido y la roca. Es la capacidad de un fluido para adherirse sobre una superficie sólida en presencia de otro fluido inmiscible. Normalmente, el agua es el fluido mojante respecto al petróleo y gas, mientras que el petróleo es el fluido mojante respecto al gas. Los poros grandes son ocupados por la fase no mojante mientras que los más pequeños por la fase mojante. Esta propiedad está relacionada con la tensión interfacial y la presión capilar.

4.4 presión capilar La presión capilar es la diferencia de presión que existe a lo largo de la interfase que separa a dos fluidos inmiscibles. Si se tiene conocimiento de la mojabilidad, la presión capilar será definida como la diferencia de presión entre la fase no mojante y la fase mojante.

4.5 PARÁMETROS EN LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO 4.5.1 Presión de burbuja (Pb): es la presión a la cual la primera burbuja de gas comienza a liberarse del petróleo. Expresada en pascales (Pa) o bar (1 bar = 105 Pa).

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4.5.2 Factor de compresión (Z): se utiliza para representar la desviación de los gases reales del comportamiento ideal. Para un gas ideal Z = 1. PV ZnRT

4.5.3 Factor de expansión (E): es el ratio entre el volumen de un gas en condiciones de yacimiento y el volumen en condiciones estándar de superficie. (Condiciones estándar: 101.325 Pa y 15,5 ºC). Es el inverso del factor de formación volumétrico del gas (Bg). 4.5.4 Factor de formación volumétrico de petróleo (Bo): Compara los volúmenes de petróleo y gas disuelto en el yacimiento con el volumen de petróleo en superficie. El volumen que ocupa una unidad volumétrica de un barril de petróleo y su gas asociado en el yacimiento 4.5.5 Ratio de solución gas-petróleo (Rs): es el número de pies cúbicos estándar (scf) de gas disuelto en un barril en tanque de almacenamiento de petróleo (stb) cuando ambos son llevados a condiciones de yacimiento. Expresado en scf/stb (1scf = 0,026 m3 y 1stb=0,16m3 ) o en m3 /m3 . El Rs aumenta con la presión, ya que cada vez se disuelve más gas en el petróleo, hasta que llega a la presión de burbuja, a partir de la cual ya no acepta más gas disuelto y el Rs se vuelve constante 4.5.6 Corte de agua (water cut): ratio de cantidad de agua producida comparada

con

el

volumen

total

de

líquidos

producidos.

Adimensional. 4.5.7 Gravedad específica del gas (g): es la densidad del gas entre la densidad del aire, ambas expresadas en condiciones estándar. Adimensional. 4.5.8 Gravedad especifica del petróleo (o): es la densidad de petróleo respecto a la densidad del agua pura medidas ambas en condiciones estándar. También se usa la gravedad API (API).

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4.6 CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS SEGÚN EL DIAGRAMA DE FASES Los yacimientos pueden clasificarse según su temperatura y presión inicial y ubicarse dentro del diagrama de fases de presión-temperatura). El área encerrada por las curvas de punto de burbuja y del punto de rocío hacia el lado izquierdo, es la región de combinaciones de presión y temperatura en donde existen dos fases: líquido y gas. Las curvas dentro de esta región muestran el porcentaje de líquido en el volumen total de hidrocarburo. Inicialmente, toda acumulación de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases que depende solo de la composición de la acumulación

Figura-2 (diagrama de fase)

5. METODOLOGÍA

5.1 recuperación primaria La recuperación de petróleo se divide en tres etapas: primaria secundaria y terciaria. La recuperación primaria resulta del desplazamiento de los hidrocarburos por la energía natural existente en el yacimiento. Estas fuentes de energía son: empuje por agua, empuje por gas en solución, expansión de la roca y fluidos, empuje por capa de gas y drenaje por gravedad.

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5.2 recuperación secundaria La recuperación secundaria resulta del aumento de la energía natural, al inyectar agua o gas para desplazar el petróleo hacia los pozos productores. En una primera fase el yacimiento produce por declinación natural, luego se le alarga su vida aplicándole proceso de recuperación secundaria, y finalmente podría ser sometido a proceso de recuperación terciaria, hasta alcanzar su límite económico y/o físico.

5.3 Inyección en Recuperación Secundaria 5.3.1 Inyección de agua y/o gas La recuperación secundaria: emplea dos fluidos, agua y/o gas inerte o poco reactivo, (N2, CO2, Grupo 18(VIIIA) en la tabla periódica) como desplazante y el aceite como desplazado. Los gases más empleados son nitrógeno y dióxido de carbono por su bajo costo. En algunas literaturas se menciona la inyección de gas hidrocarburo como parte de recuperación secundaria, después de revisar numerosas fuentes bibliográficas y atendiendo a las definiciones establecidas al principio de esta tesis, no se considerará la inyección de gas hidrocarburo (metano, etano, propano, etc.) Como parte de recuperación secundaria, debido a que dicho gas entra en miscibilidad con el aceite “in situ” y lo hinchará, disminuyendo su viscosidad, ese fenómeno va incluido en la recuperación mejorada, por tanto, el tema de la inyección de gas hidrocarburo se tocará más a fondo en el capítulo de recuperación mejorada.

Figura: 3 (inyección de gas)

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6. INYECCIÓN DE GAS La inyección de gas tendrá una mayor eficiencia en yacimientos bajo saturados, de espesor pequeño y con mojabilidad preferencial al aceite, debido a que al ser un aceite negro, el efecto de hinchamiento será mayor y; más representativo el efecto de empuje al evitar el resbalamiento del gas desplazante debido al efecto Klinkenberg, al tratarse de un yacimiento saturado, es preferible la inyección de agua si es que se tiene un valor de permeabilidad propicio en la dirección del desplazamiento. En general, la aplicación de la inyección central se realiza inyectando gas para alimentar o generar un casquete de gas en el yacimiento, la permeabilidad en el sentido vertical debe ser buena para tener beneficios altos de la inyección, el gas inyectado ayuda a mantener la presión, puede ser hidrocarburo o no

La Figura: 4 muestra un esquema del desplazamiento de petróleo por gas en un canal poroso. El objetivo de a inyección de gas El objetivo principal de la inyección de gas es mantener la presión a cierto valor o suplementar la energía natural del yacimiento. El gas, al ser más liviano que el petróleo, tiende a formar una capa artificial de gas bien definida, aun en formaciones de poco buzamiento. Si la producción se extrae por la parte más baja de la capa, dará como resultado una forma de conservación de energía y la posibilidad de mantener las tasa de producción relativamente elevada, produciendo en un menor tiempo lo que por medio

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natural requeriría un período más largo. Además el gas disuelto en el petróleo disminuye su viscosidad y mantiene la presión alta, y en consecuencia, los pozos productores pueden mantener la tasa de producción a un nivel más elevado durante la vida del campo.

Las operaciones de inyección de gas se clasifican en dos tipos:

6.1. Inyección de gas interna: el gas es inyectado dentro de la zona de petróleo. Se aplica por lo general en yacimiento con empuje por gas en solución, sin capa de gas inicial y donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyectado, emerge junto con el petróleo al poco tiempo de ser inyectado. - Características: 

Para yacimientos homogéneos, con poco buzamiento y delgados.



Se requiere un número elevado de puntos de inyección. Los pozos de inyección se colocan con cierto arreglo para distribuir el gas inyectado a través de la zona productiva.



La permeabilidad efectiva del gas debe ser preferiblemente baja.

- Ventajas: 

Es posible orientar el gas hacia zonas más apropiadas.



La cantidad de gas inyectado puede optimarse mediante el control de la producción e inyección de gas.

- Desventajas: 

La eficiencia de la recuperación mejora muy poco como consecuencia de la posición estructural o drenaje por gravedad.



La eficiencia de barrido areal es menor que el de inyección externa.

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Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo hacen que la



eficiencia de la recuperación sea menor que la de inyección externa. La cantidad de pozos de inyección requeridos aumentan los costes de



operación y producción.

6.2. Inyección de gas externa: El gas es inyectado en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas, bien sea primaria o secundaria . Por lo general se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre la segregación debido a la influencia de las fuerzas de gravedad. - Características Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir que la



capa de gas desplace el petróleo. Se usa en yacimientos con altas permeabilidades verticales, mayor a 200



mD. - Ventajas: 

La eficiencia de barrido areal es mayor.



Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad son mayores.



La eficiencia de barrido vertical es mayor.

- Desventajas: 

Requiere buena permeabilidad del yacimiento.



Es necesario controlar la producción de gas libre de la zona de petróleo.



Las intercalaciones de lutitas son inconvenientes.

La inyección de gas dentro del yacimiento puede aumentar la tasa de flujo de petróleo debido a los siguientes mecanismos: -

Reducción de la viscosidad: el gas inyectado se disuelve en el petróleo crudo y reduce su viscosidad, y por lo tanto, la resistencia al flujo cerca del pozo de inyección también se reduce. De esta manera, se forma un banco de petróleo de menor viscosidad alrededor del pozo.

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-

Aumento de la energía del yacimiento: el gas inyectado aumenta la energía del yacimiento, efecto transitorio que dura un corto tiempo, lo cual puede ser el principal efecto cuando los periodos de inyección de gas son cortos.

-

Eliminación de depósitos sólidos: la tasa de flujo de petróleo aumentará al eliminar, del pozo inyector o de las zonas adyacentes del yacimiento, los depósitos solidos de hidrocarburos como asfáltenos. Sin embargo, el flujo de petróleo se reducirá como consecuencia del aumento de la saturación de gas.

-

Vaporización: una porción del petróleo contactado por el gas seco inyectado se vaporiza y se mueve hacia los pozos productores en fase de vapor.

7. LA FORMA DE INYECTAR FLUIDOS AL YACIMIENTO

7.1. Inyección central Los pozos inyectores se localizan en la parte central del yacimiento y los productores se localizan en la periferia (Figura 76), tiene el objetivo de mantenimiento de presión. Se aplica generalmente cuando:

Figura: 5 (Inyección central de gas en anticlinal).

7.2. La inyección periférica o externa Consiste en inyectar agua en la periferia del yacimiento (Figura 6), primordialmente para realizar una alimentación del acuífero y aumentar el empuje proveniente de éste, tiene tres formas de implementación, cerca del contacto, en la zona de contacto, o directamente en él.

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Figura: 6 (Inyección periférica de agua en anticlinal).

7.3. Inyección monoclinal Este tipo de inyección se realiza en yacimientos inclinados, con entrada de agua y/o con casquete asociado, consiste en inyectar agua en la parte basal del banco del aceite, en la zona del contacto y/o inyectar gas en el alto estructural, se pueden combinar ambas inyecciones con el fin de aplicar mayor empuje al yacimiento, la Figura 7 muestra una inyección simultánea de agua y gas.

Figura: 7 (Inyección simultánea en monoclinal)

7.4. Inyección en arreglos Consiste en la inyección de agua y/o gas en un arreglo geométrico con el fin de elevar la eficiencia del barrido, pueden ser arreglos de 4, 5, 7 ó 9 pozos, así como arreglos irregulares que no siguen una forma geométrica en especial, los irregulares cada vez son más usados debido a que con la existencia de tantas herramientas de caracterización, así como software especializado; se pueden posicionar los pozos en la posición óptima para obtener el mayor beneficio. Para la realización de una prueba piloto se emplean arreglos de dos o tres pozos como se muestra en la Figura 8.

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Figura:8 (Arreglo de pozos para pruebas piloto).

7.5. En línea directa Las líneas de los pozos de inyección y producción son directamente opuestas. Se caracteriza por:  a=Espaciamiento entre los pozos del mismo tipo. (igual a “a” en línea directa)  d=Espaciamiento entre líneas de los pozos de inyección y de producción.

7.6. En línea alterna Los pozos están en línea como antes, pero los inyectores y productores no se encuentran directamente opuestos, se encuentran lateralmente desplazados, por una distancia de a/2.

Figura: 9 (Inyección en línea directa y en línea alterna).

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7.7. Arreglo de 5 pozos El arreglo de 5 pozos es el que más se ha estudiado (Figura 81), se trata de un caso particular de línea alterna en dónde d a  1/2. Cada pozo inyector está ubicado en el centro del cuadrado y cada vértice tiene un pozo productor. Su relación l/p1

Figura: 10 (Arreglo de 5 pozos. Derecha).

7.8. Arreglo de 7 pozos También conocido como de cuatro pozos. Los pozos inyectores se localizan en las esquinas de un hexágono con un pozo productor al centro. En el arreglo hay dos pozos inyectores por cada pozo productor, es decir; su relación I/P  2, en el arreglo invertido se tiene el caso contrario, 1 I/p ½. La Figura 82 lo ilustra.

Figura: 11 (Arreglo de 7 pozos, normal e invertido).

7.9. Arreglo de 9 pozos Al patrón es similar al de 5 pozos, pero con un pozo inyector extra a la mitad de cada lado del cuadrado. La relación para este tipo de arreglos es de I/ P 3 , en el caso del arreglo invertido, se tendrá una relación I/P 1/3 .

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Figura: 12 (Arreglo de 9 pozos normal e invertido). La selección del arreglo de pozos depende de las características siguientes principalmente:  Estructura geológica  Extensión del yacimiento  Límites del yacimiento  Continuidad de la formación  Heterogeneidad  Pozos existentes El arreglo propuesto para la inyección debe cumplir lo siguiente:  Proporcionar la capacidad de producción de aceite deseada.  Proporcionar una cuota de inyección suficiente para obtener la productividad deseada.  Maximizar la recuperación de aceite con un mínimo de producción de agua.  Aprovechar las faltas de uniformidad conocidas del yacimiento; por ejemplo, permeabilidad direccional y diferencias regionales de permeabilidad.  Ser compatible con el arreglo de pozos existente y requerir un mínimo de pozos nuevos.  Ser compatible con las operaciones de inyección de otros operadores vecinos.

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Ventajas de la inyección en arreglos:  Rápida respuesta del yacimiento.  Elevadas eficiencias de barrido areal.  Disminuye el efecto de las heterogeneidades.  Volumen grande de recuperación a tiempos cortos. Desventajas  Alto número de pozos inyectores requeridos.  Riesgo de irrupción temprana.  Requiere mayor monitoreo por la cercanía de los pozos. Los arreglos de pozos cada vez son menos usados debido a que con la información disponible hoy en día, es posible posicionar los pozos inyectores y productores en la ubicación más óptima y obtener mayores beneficios en la explotación de yacimientos, así como en la recuperación adicional de aceite. En yacimientos maduros es común encontrar arreglos de pozos geométricos, puesto que hace tiempo se seguía posicionando los pozos de acuerdo a ellos, los más empleados son los arreglos de 5 pozos ya que en ellos están basadas la mayoría de las investigaciones en cuanto a la eficiencia de barrido.

8. CONCLUSION La ingeniería de producción de pozos se encuentra permanentemente frente a nuevos retos que le plantea la dinámica de la producción de pozos, principalmente en ambientes marinos y en agua profundas. Los sistema convencionales de producción no son rentables en estos ambientes debido a la infraestructura que requieren, los elevados costo de mantenimiento y reparación que necesitan.

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BIOGRAFIA -

ESCUELA TECNICO SUPERIOR DE INGENIERIA (autor: Susana Ximénez Morales) UNIVERSIDAD NACIONAL AUTONOMA DE MEXICO (tesis profesional) www.academia.edu/.com https://www.lacomunidadpetrolera.com

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