Más del 90% de los nuevos campos costa afuera en el Golfo de México, se encuentra en yacimientos de la formación Terciario. Los cuales se caracterizan por ser volumétricos presentando rápida tendencia de abatimiento de presión y producción.
Por otra parte, derivado del desarrollo acelerado de dichos campos comparten infraestructura superficial con campos del Mesozoico. Los cuales ejercen alta contrapresión en la red de recolección agravando los problemas de flujo.
Para garantizar la continuidad operativa de los pozos y, en tanto se implementan lo sistemas artificiales de producción e inyección de agua, se implementaron estrategias de reducción de contrapresión. Instalando plantas de reducción de contrapresión (PRC) y el inicio de implantación de bombeo neumático (BN), obteniendo una producción acumulada de 39 MMb.
Con la finalidad alargar la vida productiva y maximizar el volumen recuperado, se analizó la optimización del sistema integral de producción (pozo-superficie). A través de la implementación simultánea PRC+BN. Los resultados de este análisis arrojan beneficios importantes de producción, siendo factible técnicamente. Sin embargo, operativa, ambiental y económicamente no es factible.
Con base en lo anterior, se propone un esquema de operación alterno PRC, BN. Y posteriormente la migración total a BN, en función de la conclusión de obras. Adicionalmente, se visualizan alternativas para reducción de contrapresión que tengan factibilidad para el manejo de gas producido e inyectado.
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Con una participación del 43% de la producción, el Activo de Producción Litoral de Tabasco (APLT) cuenta con 69 pozos productores en formaciones del Terciario, que en su mayoría son volumétricos caracterizándose por tener tendencia rápida de declinación de presión y producción.
El desarrollo acelerado, motivó el uso compartido de infraestructura con pozos de mayor presión, temperatura y potencial de producción, generando altas contrapresiones en superficie.
Del año 2020 al 2023, la falta de infraestructura para implementar sistemas artificiales de producción o métodos de recuperación secundaria, llevaron a implementar el uso de Plantas de Reducción de Contrapresión (PRC) incrementando la producción, extendiendo la vida productiva y permitiendo la incorporación de 28 MMb de aceite.
Actualmente con la puesta en operación de gasoductos, el proyecto de Bombeo Neumático inicia su implementación con una participación, de 11 MMb de aceite recuperado. Este trabajo describe los antecedentes, la participación unilateral de los proyectos PRC y BN. Así como, el análisis de factibilidad e implicaciones de operar simultáneamente el BN y la PRC. En busca de optimizar el sistema integral de producción y maximizar el volumen recuperado en yacimientos volumétricos.
Conclusiones
Para cualquier tipo de yacimiento es decisivo la implementación de estrategias que permitan extraer el mayor aceite con indicadores favorables de rentabilidad.
En los yacimientos volumétricos, la estrategia a implementar, para asegurar el mayor factor de recuperación de aceite son el uso de sistemas artificiales (energía al fondo del pozo) y recuperación secundaria (suministro de energía al yacimiento).
Con la finalidad de dar continuidad de producción, en espera de infraestructura de estos proyectos, se utilizaron estrategias de producción de reducción de contrapresión. Con el uso de barcos de proceso y plantas de reducción de contrapresión (PRC), así como, el inicio de implantación de bombeo neumático (BN). Lo anterior coadyuvó a la mitigación de la declinación y mantenimiento de la producción base. Con un volumen total recuperado de 57 MMb: 18MMb – Barcos de proceso, 28 MMb – PRC y 11 MMb – BN.
Actualmente, con la implantación de PRC en 2 estructuras, BN en 2 estructuras y el programa de BN en 8 estructuras más, se planteó la estrategia de operar simultáneamente ambas estrategias. El análisis técnico arrojó beneficios importantes de producción. Sin embargo, el manejo de líquido es limitado y el manejo de gas incrementaría con el gas producido e inyectado. Por lo tanto, ambiental, operativa y económicamente no es factible.
De acuerdo con lo anterior, se propone un esquema de operación alterno PRC, BN, en función del mayor beneficio de producción, hasta la conclusión definitiva de obras y conversiones de BN. Adicionalmente se están analizando estrategias de reducción de contrapresión con manejo de gas que permitan explotar pozos con bombeo neumático y se independicen corrientes de pozos productores en Terciario.
Los Ingenieros Sandra Aramis Ramírez Vallejo, Adán García Quirino y Jorge Vázquez Morín presentaron el trabajo en la anterior edición del Congreso Mexicano del Petróleo.
