Aspectos técnico-económicos para la selección de un proceso de recuperación secundaria y/o mejorada para un yacimiento carbonatado de alta temperatura y alta salinidad

Abstract

Debido a la declinación de la producción de hidrocarburos y a una pobre restitución de reservas a nivel mundial surgieron nuevas tecnologías; donde se incluyen los métodos de Recuperación Secundaria y Mejorada, como posible solución a la problemática planteada, ya que además de incrementar el factor de recuperación de los campos, permite utilizar gran parte de la infraestructura existente. Estudios de la International Energy Agency (IEA) demuestran que el uso de los métodos de EOR (Enhanced Oil Recovery, por sus siglas en inglés) contribuirán en el incremento de la producción a nivel mundial en un 20% para el año 2030. En el presente trabajo se analiza y propone una estrategia de explotación para un campo petrolero en etapa madura de producción, mediante el planteamiento de diferentes escenarios con el objetivo de obtener la alternativa que maximice la recuperación de hidrocarburos al menor costo de inversión y garantizando así la mayor ganancia al explotar un yacimiento carbonatado de alta temperatura y alta salinidad. Para los propósitos de este trabajo, se implementó una metodología basada en aspectos técnico-económicos, en la cual se evaluaron los diferentes escenarios de explotación haciendo uso de la simulación numérica de yacimientos mediante un modelo sectorial representando al campo “PUMA”. Una vez obtenido un modelo estandarizado se evaluaron diferentes escenarios de explotación, en los cuales se incluyeron: perforación infill, inyección de agua y la inyección de agentes químicos; álcali, surfactante y polímeros, en diferentes escenarios. De dichos escenarios se seleccionó como mejor alternativa la inyección de agua con una posterior inyección de ASP al obtener un factor de recuperación de 52% y un corte de agua de 85%. Posteriormente, al optimizar los gastos, periodos y tiempos de inyección se obtuvieron dos casos; reduciendo en ellos, periodos de inyección de ASP de 11 a 4 y 2 años (según el caso) y obteniendo factores de recuperación de hasta 59 % con una disminución en el corte de agua del 12%. Una vez realizada la optimización técnica, se llevó a cabo la selección del mejor caso efectuando análisis de ganancias, inversión y con ello se tomó la decisión final basada en indicadores económicos, consiguiendo en el mejor de los casos, una relación beneficio/ costo mayor a los 10 dólares, demostrando ser un proyecto rentable. Con la metodología planteada se maximiza la producción de hidrocarburos, se extendió la vida productiva del campo, se redujeron inversiones al inyectar menores concentraciones de químicos y, de esta manera, se hizo más rentable el proceso seleccionado generando mayor valor económico.