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Inyección de agua en paleocanal de Chicontepec

10 años de inyección de agua en el campo Agua Fría del paleocanal de Chicontepec.

El trabajo presentó los resultados y conclusiones de 10 años de inyección de agua en el campo Agua Fría del paleocanal de Chicontepec.

Agua Fría (AGF) se localiza en la parte central del Paleocanal de Chicontepec. Se caracteriza por explotar yacimientos con bajo factor de recuperación asociados a la baja permeabilidad y complejidad geológica.

En dicho campo se han realizado esfuerzos por implementar procesos de recuperación secundaria, prueba piloto de inyección de agua (1999) y la implementación de la inyección de agua (2008).

Asimismo, la ejecución de las pruebas no permitió definir resultados favorables para determinar resultados favorables en su implementación; como consecuencia, en el año 2014 la reserva 3P de Chicontepec sufrió un ajuste a la baja del 27 %. Debido a que estaba soportada en la masificación de procesos de recuperación secundaria.

Este trabajo presentó el análisis actual de presión, producción y afinidad en el agua producida-inyectada. La cual sugiere el impacto positivo de la inyección de agua en áreas cercanas a los arreglos de inyección establecidos; que no fueron consideradas en la evaluación de resultados de la prueba.

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Del mismo modo, el estudio realizó una propuesta de reacondicionamiento a los arreglos de inyección actuales. Se aprovechó la infraestructura disponible con el objetivo de incrementar el factor en los campos de Chicontepec.

Dentro de las conclusiones, se puede señalar que el factor de recuperación de los yacimientos que comprenden el paleocanal de Chicontepec, con volumen original documentado; ayuda a a definir y establecer estrategias de recuperación adicional que nos permiten recuperar de manera técnica y económica esos volúmenes de aceite.

La prueba de inyección de agua congénita iniciada en 2008 fue documentada como no exitosa debido a que no se contemplaron áreas desarrolladas posteriormente a la inyección; donde la presión y la calidad del agua producida nos indican una afinidad con el agua que actualmente se inyecta. Debido a este dictamen el seguimiento de la prueba fue abandonado.

Asimismo, se observaron producciones de agua y aceite, de la mano de mantenimiento de presión, distintas a tendencia de Chicontepec; en zonas cercanas a la inyección no consideradas en el planteamiento inicial coincidentemente desarrolladas después del 2008.

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Durante el estudio se propuso una readecuación a los arreglos de inyección establecidos en 2008; en donde se tiene programado dar seguimiento y monitoreo continuo a los avances de los frentes de agua, así como de las presiones en los pozos inyectores.

Debido a las características y ubicación de la planta de inyección de agua congénita; se puede generar una red de inyección que impacte a los campos Corralillo, Coapechaca, Agua Fría y Tajín.

El plantear un reacondicionamiento y seguimiento puntual de presión, producción y una campaña de muestreo nos ayudará a incrementar el factor de recuperación; primordialmente, nos dará la posibilidad de incrementar el factor de recuperación en Chicontepec, que ha sido el mayor reto técnico de la industria petrolera mexicana.

Los resultados de producción y muestreo de agua nos indican el impacto positivo de la inyección en el campo Coapechaca; debido a la complejidad geológica presente en Chicontepec.

Actualmente se trabaja en un modelo estático detallado que nos permita identificar el volumen de las arenas que estamos impactado. El objetivo es poder asignar un factor de recuperación a los resultados presentados.

Los ingenieros José de Jesús Vargas Hernández, Víctor Alfonso Valdés Barajas y Oscar Osorio Peralta presentaron el trabajo en el Congreso Mexicano del petróleo (CMP).

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