El incremento del factor de recuperación de hidrocarburos en campos maduros es clave. El Activo Integral de Producción Bloque S04 con la implementación de procesos de recuperación secundaria es una opción potencial.
Ante la alta demanda de producción de aceite que tiene el país. Aunado al hecho de que la mayoría de los campos con que cuenta el Activo Integral de Producción Bloque S04 son maduros; es decir, donde la fuerte declinación es inevitable y la recuperación primaria ya no es solución, los procesos de recuperación son importantes para incrementar la producción.
Una opción es pasar a la fase de recuperación secundaria por inyección de agua para mejorar el barrido de los hidrocarburos e incrementar la presión del yacimiento.
El Activo Integral de Producción Bloque S04 se localiza en los estados de Veracruz y Tabasco; geológicamente pertenece a la cuenca Salina del Istmo; y específicamente se ubica dentro de las cuencas terciarias del sureste comprendiendo un área de 10,820 km2, asociada a 17 asignaciones petroleras actualmente en explotación.
El objetivo del trabajo fue presentar los resultados técnico-económicos factibles para implementar procesos de Recuperación Secundaria por inyección de agua. Los campos elegidos fueron Rabasa, Rodador, Los Soldados y Cinco Presidentes pertenecientes; al AIPBS04 con la finalidad de recuperar el aceite remanente e incrementar el factor de recuperación de hidrocarburos.
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En los campos se realizó un diagnóstico de implementación de inyección de agua como proceso de recuperación secundaria en 21 yacimientos candidatos. A nivel de yacimiento se evaluaron secciones estructurales, planos de cimas, distribución de facies, volúmenes originales y producciones acumuladas.
Por pozo se analizaron historias de explotación, estados mecánicos y condiciones superficiales de producción, así como la calidad de los fluidos producidos. Con el diagnóstico y la evaluación de la información se elaboraron pronósticos de producción para diferentes patrones de inyección en los yacimientos seleccionados empleando modelos analíticos.
Para llevar a cabo los proyectos se inyectaron de 148,500 barriles por agua salada a través de 65 pozos empleando 45 patrones de inyección; la producción de hidrocarburos se obtendrá a través de 103 pozos productores a los que beneficiará la inyección.
La fuente de suministro de pozos de captación explotando yacimientos de agua invadidos de origen a la profundidad de 2,000 a 2,500 metros.
Los resultados demostraron que el método de recuperación secundaria permitirá incrementar el factor de recuperación del orden de 12% promedio en los campos; donde se implementará la inyección de agua, lo que representaría reservas adicionales a recuperar en los 21 yacimientos del orden 77.56 MMb de aceite.
Los ingenieros Jorge Salas Munguia, Victor Hugo Pérez Reyes, Isabel Báez Marín; y José Guadalupe Alcantara Suarez, presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo.
