El estudio presenta las estrategias para la continuidad de producción en yacimientos volumétricos: Baterías Flotantes y Plantas de Reducción de Contrapresión.
Dentro de las estrategias energéticas que se tienen en el país, el desarrollo de nuevos campos petroleros ha marcado un hito importante. Ha definido una serie de retos de ingeniería para llevar a cabo su explotación y continuidad operativa.
Muchos de los desarrollos actuales marinos son yacimientos en areniscas del Terciario. Los cuales, debido a su cercanía con campos que ya se encontraban en explotación, se optimizó su manejo de producción utilizando infraestructura ya existente. Lo anterior, derivó a una producción conjunta con pozos de Campos Mesozoicos al compartir la red de recolección hacia el centro de proceso; generando con ello un efecto de alta contrapresión y restringiendo la vida productiva de los mismos.
Los Campos Terciarios, en la mayoría de los casos son yacimientos volumétricos y no reciben energía externa de otras fuentes presentando tendencia rápida de abatimiento. La falta de infraestructura para implementar sistemas artificiales de producción o métodos de recuperación secundaria, llevaron a idear nuevas estrategias para la continuidad de producción.
El uso de sistemas auxiliares que reduzcan la presión en la red de recolección es una forma de incrementar la producción durante la vida útil de un pozo.
Como primera fase, con el mismo principio de operación que en las pruebas exploratorias, se han utilizado fluir pozos hacia barco de proceso “Baterías Flotantes”. Mostrando su efectividad al disminuir la contrapresión a boca de pozo y obtener producción inmediata. Sin embargo, hay efectos de condiciones climáticas que hacen suspender el drenado, difiriendo producción; razón por la cual se replantea la estrategia y como segunda fase se implementa el uso de Plantas de Reducción de Contrapresión (PRC). Eliminando la restricción impuesta por la red e incrementando gastos de producción y alargando vidas productivas.
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Dichas estrategias han permitido alargar la vida productiva de los pozos que cuentan con infraestructura (plataforma y ducto). Así como, adelantar producción en aquellos en donde no se tiene. Hasta marzo 2023, se ha incorporado 45 MMb de aceite con estas iniciativas.
En 2019 se aprobó el desarrollo de más de doce campos nuevos en el Golfo de México, siendo más del 90% productores de la formación Terciario. Los cuales presentan una rápida declinación en función de la caída de presión del yacimiento.
Para cualquier tipo de yacimiento es decisivo la implementación de estrategias que permitan extraer el mayor factor de recuperación de aceite. Estas estrategias deben ser analizadas y programadas en su plan de explotación si son rentables.
En los yacimientos volumétricos, en donde su mayor impacto es la declinación de la presión del yacimiento, las estrategias a implementar son Sistemas artificiales de producción (suministro de energía a los fluidos producidos) y Recuperación secundaria (suministro de energía externa al yacimiento).
Actualmente diversos pozos costa fuera del Golfo de México cuentan con baja energía para desplazar los fluidos del yacimiento a la superficie. En espera de la masificación regional de los proyectos de sistemas artificiales de producción y recuperación secundaria; se inició a implementar el uso flujo hacia Barcos de Proceso (Baterías Flotantes). Posteriormente el flujo hacia Plantas de Reducción de Contrapresión, maximizando sus beneficios al obtener producción continua.
Los yacimientos del tipo volumétrico por definición están completamente cerrados y no reciben energía externa de otras fuentes. No tiene asociado un acuífero o este no es representativo.
Igualmente, los yacimientos en la formación terciario tienen un empuje volumétrico, es decir, su producción está en función de la declinación de presión de yacimiento. Cada que la presión de yacimiento disminuye, se reduce el volumen de producción hasta llegar a la presión de abandono o la implantación de sistemas auxiliares a boca de pozo.
CONCLUSIONES
Para cualquier tipo de yacimiento es decisivo la implementación de estrategias que permitan extraer el mayor factor de recuperación de aceite. Estas estrategias deben ser analizadas y programadas en su plan de explotación si son rentables.
En los yacimientos volumétricos, en donde su mayor impacto es la declinación de la presión del yacimiento, las estrategias a implementar son Sistemas artificiales de producción (suministro de energía a los fluidos producidos) y Recuperación secundaria (suministro de energía externa al yacimiento).
Si además de tener alta declinación de presión de yacimiento, se tiene restringida la producción por tendencias de igualación de presiones en superficie. Producto de la alta contrapresión de la red, tal como el caso de estudio de este artículo. Otras estrategias deben implementarse para reducir la contrapresión y alargar la vida productiva de los pozos.
Entre más rápido se implementen estas acciones, mayor será la recuperación de fluidos que se tenga. En espera de la masificación regional de los proyectos de sistemas artificiales de producción y recuperación secundaria; en el Campo A, se inició a implementar el uso de Baterías Flotantes. Reduciendo la contrapresión en pozos de 42 kg/cm2 de la red de recolección a 9 kg/cm2 alineándolo a barco de proceso. Lo anterior contrajo como beneficios, no sólo restaurar la producción de pozos abatidos. Sino a obtener incrementales considerables en aquellos que aún fluyen en la red de recolección.
CMP 2023
Adicionalmente, el uso de esta iniciativa motivó a la búsqueda de alternativas para obtener los mismos beneficios de forma continua. (Sin cierres por desconexión de barcos en presencia de malas condiciones climáticas). Iniciando con la puesta en operación de plantas de reducción de contrapresión; sumando beneficios de costos de operación.
Estas iniciativas han logrado apoyar en la mitigación de la declinación de producción de la Región. Aportando una producción de hasta 80,000 barriles diarios y una producción acumulada hasta marzo 2023, de 45 MMb con el uso simultáneo de cinco Baterías Flotantes y cinco Plantas reductoras de contrapresión.
A medida que declina la presión de yacimiento, el comportamiento de las presiones en superficie se va igualando, impactando directamente en la producción.
El seguimiento de condiciones de operación de los pozos que fluyen a la red de recolección y de los pozos que fluyen hacia baterías flotantes y plantas reductoras de contrapresión. Debe realizarse continuamente con la finalidad de identificar el mejor escenario de explotación para la producción de la estructura que comparten.
Los ingenieros Sandra Aramis Ramírez Vallejo, José María Petríz Munguía, Arturo Mariscal Villegas, José Antonio Escalona Cruz y Gustavo Meza González presentaron los trabajos en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
