Derivado de las condiciones actuales de la industria del petróleo en México, Pemex Exploración y Producción ha buscado replantear o afinar la estrategia de explotación de sus campos maduros con el propósito de atenuar la declinación de la producción y soportar la restitución de las reservas de hidrocarburos.
Tomando en cuenta lo anterior, se identificó como oportunidad de explotación el yacimiento “MB”. Es un campo gigante de aceite negro ubicado en el litoral mexicano, cuyo volumen original se encuentra en el orden de 6,800 MMbpce.
Durante su historia de producción superior a los 35 años, se perforaron decenas de pozos para explotarlo. Y se aplicó con éxito un proceso de mantenimiento de presión, lo cual se refleja en un factor de recuperación actual de 32%.
Posterior al pico de producción del campo, las herramientas predictivas anticipaban una declinación acelerada de la producción. Por lo que orientados en maximizar la recuperación final de hidrocarburos y motivados por la capacidad de producción del yacimiento. Se detonó la perforación de pozos ubicados en los límites de la estructura, los cuales se consideraban de menor certeza estática. Y dinámica por encontrase en zonas que no habían sido contactadas por los pozos productores.
Los resultados de estos pozos influenciaron significativamente en el comportamiento de la producción del campo. Evidenciando que, en yacimientos de esta naturaleza, la perforación de pozos en zonas límite puede ejecutarse de manera eficiente.
El impacto de esta estrategia es contenido en los siguientes eventos:
- Delimitación del yacimiento mediante disponibilidad de información estática y dinámica
- Recategorización de reservas de hidrocarburos
- Perforación de pozos adicionales 4. Incremento de las reservas probadas del yacimiento
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Es consabido que los yacimientos más prolíficos del país se ubican en la Sonda de Campeche. Los cuales se caracterizan por poseer una complejidad asociada a rasgos natos singulares: yacimientos naturalmente fracturados y vugulares, relieves estructurales que van desde los cientos a los miles de metros, sistemas de fallas y corredores de fracturas, heterogeneidad areal y vertical, interacciones hidráulicas con otros campos y mecanismos de empuje gobernados por la presencia de acuíferos regionales, casquete de gas secundario y segregación gravitacional.
Estas complejidades, aunadas con el procesamiento y transporte de las producciones masivas de aceite, gas y agua desde el fondo del pozo. Hasta los puntos de exportación, motivan a la ejecución de análisis complementarios, dando pie a ajustes en la estrategia de explotación conforme avanza el desarrollo del yacimiento.
En el presente trabajo se exponen los criterios evaluados para el planteamiento y aplicación de un esquema de desarrollo complementario en las zonas límite del yacimiento “MB”. Con una historia de producción de 35 años, explotado bajo un proceso de recuperación secundaria mediante inyección de gas nitrógeno.
El yacimiento en estudio se localiza dentro de las aguas territoriales del Golfo de México frente a las costas del estado de Campeche. Es productor en el horizonte geológico Cretácico en sus unidades Cretácico Superior, Medio e Inferior a una profundidad promedio de 3250 mvbnm. La trampa corresponde a una estructura de tipo anticlinal, con cierre propio hacia el Norte por una falla inversa. Y hacia el Este por una falla regional, mientras que al Sur se comunica con un segundo campo de características similares formando un anticlinorio.
Conclusiones
El entendimiento del comportamiento dinámico de un yacimiento en cada una de sus etapas de producción y toma de riesgos en función de la cantidad. Y calidad de la información disponible es fundamental en la optimización de la estrategia de desarrollo de los campos maduros y la maximización de la recuperación final de hidrocarburos.
El desarrollo complementario hacia los límites de la estructura del yacimiento en estudio resultó exitoso. Permitiendo la atenuación de la declinación de la producción del campo y el incremento de las reservas probadas de hidrocarburos.
Los Ingenieros Silvia Angélica Baizabal Espinoza, Ana Elena Martínez Orihuela y Erick Rafael Martínez Antúnez presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
