El texto técnico aborda el tema de la implementación de Recuperación Secundaria mediante inyección de agua en yacimientos con bajo factor de recuperación.
De acuerdo con datos de la CNH, en México se recupera entre el 16 al 23 % del Volumen Original por yacimiento. Son porcentajes muy por debajo de los rangos internacionales que se encuentran en el orden de 34.7 y 37.1%. Es el caso de las arenas principales del campo Santuario Noreste (NE). Un campo en la etapa inicial de desarrollo, el cual tiene un volumen original de reservas de 592 MMstb de aceite con un factor de recuperación (FR) actual de 4%.
Con el objetivo de demostrar la factibilidad técnica de la implementación de un proyecto de recuperación secundaria en el campo e incrementar el factor de recuperación final, se seleccionó un yacimiento en particular para una prueba piloto de inyección de agua en el año 2021. La cual resultó satisfactoria observando un incremento en la presión estática del yacimiento en tan solo 3 meses.
Los resultados satisfactorios de la prueba piloto dieron pauta para la implementación de la “masificación” de la recuperación secundaria. En conjunto con la estrategia de explotación del campo a futuro con el sistema de levantamiento artificial seleccionado.
Esta estrategia plantea el sistema de inyección, pozo fuente-pozo inyector sin sistema de planta de tratamiento inicial. Por lo anterior, se elaboró un Plan de Desarrollo con perforación de pozos productores, inyectores y fuentes. Se planea pasar de un factor de recuperación 4% (recuperación primaria) a un posible factor de recuperación 15% al nivel del campo y hasta 40% en los yacimientos principales.
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El campo Santuario Noreste, que se localiza entre los campos Santuario Tradicional y El Golpe. Fue descubierto mediante la perforación del pozo SAN-401 en diciembre 2013, cuyo objetivo fue evaluar la existencia de hidrocarburos en un bloque estructural identificado mediante amplitud sísmica 3D y datos estructurales.
El proceso de Recuperación Secundaria es un proceso de recuperación que agrega energía a la que naturalmente contiene el yacimiento. Con el fin de proveer un empuje adicional al yacimiento mediante la inyección de fluidos en forma inmiscible (gas, agua y combinación agua-gas).
Al implementar un proceso de recuperación secundaria se busca reemplazar, total o parcialmente. Un mecanismo primario por uno secundario, basado en un desplazamiento inmiscible. La efectividad y rentabilidad de este reemplazo, en cualquier etapa de la vida productiva del yacimiento. Determina el momento óptimo para iniciar un proceso de inyección de fluidos.
Tal es el caso del campo Santuario Noreste, el cual se ha identificado que todos los yacimientos del campo poseen un bajo factor de recuperación. Esto es debido al pobre soporte energético natural que caracteriza a estas arenas (empuje por expansión roca-fluido). Siendo las arenas de mayor volumen original las candidatas a la implementación de proyectos de recuperación secundaria.
Conclusiones
La inyección de agua en el campo para el mantenimiento de la presión de yacimiento por encima del punto de saturación es necesaria. Mientras, la estrategia propuesta de masificación de inyección de agua en las arenas de mayor producción en el campo se confirma con:
- a) Resultados de la prueba piloto de inyección de agua con un incremento de presión de 6 kg/cm2 en solo 3 meses de haber implementado el proyecto, además de validar la conexión lateral que existe entre el pozo productor e inyector (A14, bloque Norte) y que a futuro permitirá el desarrollo del campo propuesto.
- b) Excelente cotejo de datos de producción – presión que han permitido la confirmación del volumen estático al igual que honran la simulación dinámica.
- c) Los yacimientos del campo no cuentan con soporte energético, la perdida de presión ocurre en un corto tiempo. Dicho de otra manera, el rango de acumulación de aceite hasta alcanza la saturación para la mayoría de las arenas se encuentran en aproximadamente 6 meses a razón de 5,000-6,000 blpd.
- d) El mayor riesgo de la producción de Santuario Noreste sin inyección de agua es alcanzar en la etapa temprana la capa de gas secundaria. Que, aunado a la ubicación de los pozos al tope de la estructura del Campo complicaría la recuperación de sus reservas. Además de ello, si la presión de yacimiento llegara a encontrarse por debajo de la presión de burbuja, el volumen de agua a inyectar para compensar la declinación sería hasta 2 veces mayor al propuesto en esta alternativa.
- e) El escenario técnico Caso 3, el cual incluye la masificación del proyecto de recuperación secundaria permitirá recuperar un volumen de aceite de 93 MMbls. Así como 132 MMMpc de gas de acuerdo con las simulaciones presentadas en este estudio.
Autores
Los Ingenieros Gloria Crystell Sánchez Pérez, Samuel Vázquez Vargas, Ivan Díaz Aquino, y Javier Molina Ocampo presentaron el trabajo en la anterior edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
