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septiembre 23, 2020
Oil & Gas

Reactivación de pozos de aceite pesado mediante la inyección de agua caliente

Reactivación de pozos de aceite pesado mediante la inyección de agua caliente

La explotación de campos de aceite pesado representa retos complejos debido a las altas viscosidades del fluido que ocasionan un bajo aporte del yacimiento al pozo. Con el paso de los años es cada vez más importante explotar este tipo de yacimientos ya que representan la mayoría de las reservas mundiales de petróleo.

La importacia obliga a países y empresas petroleras a desarrollar nuevos métodos para optimizar y aumentar la producción de estos campos; generando que su extracción sea cada vez menos costosa.

La inyección alterna de vapor (IAV) es un método efectivo, pero para poder aplicarse es necesario que los pozos estén terminados con accesorios térmicos. En los campos de aceite pesado del sureste de México la mayoría de los pozos de aceite pesado no cuentan con una terminación térmica; por lo cual no es recomendable aplicar el método de IAV y una reparación para instalar accesorios térmicos resultaría muy costosa y de alto riesgo.

Para solucionar esta problemática y reactivar pozos convencionales (sin accesorios térmicos) de aceite pesado; se ha utilizado la inyección alterna de vapor de baja calidad (20% de vapor y 80% de agua); o también conocida como inyección alterna de agua caliente o estimulación con agua caliente.

Con el método de inyección alterna de vapor de baja calidad se logra reincorporar y mantener la producción de los pozos sin accesorios térmicos de manera rentable; en conjunto con un sistema artificial de producción sin dañar los componentes mecánicos del pozo.

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La inyección de agua caliente de manera cíclica es un método efectivo en pozos de aceite pesado sin accesorios térmicos, con buen espesor y viscosidades relativamente bajas.

Mediante el modelo de Bomberg y Lantz se puede obtener una aproximación a la temperatura de la formación; con la que se abre el pozo después de la estimulación y así conocer un aproximado de la producción para el modelo económico.

Ya que en el modelo se considera flujo y distribución radial no se logra representar de manera correcta el volumen del área de vapor; por lo cual debido a la heterogeneidad del yacimiento la distribución radial no representa en su totalidad la distribución de la energía; por lo cual el tiempo de producción en caliente se tendría que ajustar.

Los ingenieros Daniel Paúl Pérez; Adán Granado Goné (Pemex Exploración y Producción); Ricardo Abraham Ochoa Felix (Pemex Exploración y Producción); y Raúl Isidro Rodríguez Payró, (Pemex Exploración y Producción) presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo.

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