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Campos maduros: retos y tecnologías

En México, la mayoría de los yacimientos productores de aceite se encuentran en etapa madura; de 750 campos existentes a nivel nacional, alrededor de 485 se consideran maduros al contar con una edad promedio superior a los 20 años.

Como sabemos, los campos maduros son aquellos que han alcanzado el pico máximo de su producción de hidrocarburos y han entrado en una etapa de declinación.. Para Usman Ahmed, gerente de Campos Marginales de la empresa Schlumberger, los campos maduros aún representan una posibilidad legítima de producción sostenida. Los yacimientos que han iniciado su periodo en declinación solo requieren una mayor inversión y la tecnología correcta para continuar explotándolo.

El especialista estima que con sólo recuperar el 1% del crudo que todavía no se ha podido extraer de los campos maduros, la industria mundial de petróleo y gas podría obtener unos 10,000 millones de barriles de crudo adicionales. Actualmente, la extracción de petróleo en campos maduros conlleva grandes retos como: lidiar con el envejecimiento de las instalaciones y decidir sobre la asignación de inversiones para desarrollar reservas nuevas.

En México, entre el 40 % y 60% de la producción de crudo en México, proviene de campos maduros. Ese porcentaje, podría mejorar si se emplea la tecnología adecuada para au – mentar los porcentajes de extracción.

Sistemas de recuperación

Existen diversas técnicas que se implementan para la extrac – ción de crudo en campos maduros. El sistema Vann Pumping; diseñado como una alternativa al método convencional de bombeo mecánico, es utilizado en campos maduros. Este sistema, está dirigido a pozos de aceite y/o gas que actualmente se encuentran en producción con ALS (Siste – mas de Levantamiento Artificial) para pozos inactivos y/o en etapa de declinación. Vann Pumping, ofrece una variedad de ventajas a nivel operativo, técnico y económico; incluyendo una sarta de varillas sustituida por cable de acero y unidades superficiales.

Otro de los sistemas es la de Recuperación Mejorada (EOR por sus siglas en inglés). Esta técnica contempla la inyección de polímeros, hidrocarburos miscibles, CO2 ; así como inyección continua de vapor o inyección alternada de agua y gas (WAG por sus siglas en inglés).

El “reprocesado y reinterpretación sísmica” permite validar los volúmenes existentes y su complejidad de extracción; así como descubrir nuevas oportunidades (reservas) que antes no se conocían. La “revaluación petrofísica de pozos” que ayuda a detectar zonas por explotar que se omitieron por métodos de evaluación convencionales.

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El “Sistema de Recuperación Secundaria” contempla inyección continua de agua y gas; es otro método efectivo. También, el sistema de “administración y mejoramiento de la producción” que permite el aislamiento de zonas de agua, la modificación del patrón de inyección, el control de agua y abandono de pozos con alto corte de agua. Los “sistemas artificiales de producción”, consideran el bombeo mecánico, electrocentrífugo y neumático; son muy eficientes.

Estos sistemas ocupan un espacio reducido en las instalaciones marinas, ofrecen ahorro de gas de bombeo neumático y buena capacidad para manejar aceites de diversas características; como altas viscosidades, baja gravedad API, alto corte de agua y contenido de arenas

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