Yacimientos Maduros

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FILOSOFIA DEL MANTENIMIENTO

von Juan Carlos Mendivelso Camargo

Escenario Actual

Mundial

El factor actual de recuperación es aproximadamente del 35%

Alrededor del 70% del petróleo proviene de yacimientos de más de 30 años de producción

Argentina

Más del 40% de los campos poseen un alto grado de madurez, pero con un factor de recuperación menor al promedio

Se registra un valor promedio de recuperación en torno al 22%y el 23%

Los principales yacimientos de producción de petróleo tienen un promedio de 35 años de producción

Se analiza y opera para disminuir esta declinación

Es natural del reservorio

Declinación: Descenso de la capacidad de producción de un yacimiento

Declinación energética

Debido al agotamiento de energía del yacimiento

Declinación mecánica

Deterioro mecánico del pozo

Problemas inherentes a la formación

Disminución de la efectividad de los métodos de producción

Se evalúa cuando aplicarlas de acuerdo al tipo de yacimiento, muchas veces aplicándose desde el inicio de la explotación

Etapas de recuperación

Asisitida

Secundaria

Primaria

De importancia para calcular las reservas recuperables

Mecanismos de drenaje

Fuerzas Capilares Provocan que el fluido mojante tienda a dirigirse a las zonas de menor permeabilidad o con menor saturación de fluido.

Imbibición Está asociada a entrada de agua,por lo que no es posible asignarle un porcentaje de recuperación independiente del empuje hidráulico.

Fuerzas Gravitatorias: Hacen que los fluidos se muevan de acuerdo con su densidad

Segregación Gravitacional Recuperaciones finales superiores al 80%, sin embargo tarda en manifestarse y, cuando lo hace, la capacidad productiva de los pozos es escasa

Fuerzas Viscosas: Provocan el movimiento de los fluidos desde zonas de mayor presión a aquellas de presión inferior

Empuje Hidráulico Mecanismo más eficiente, las recuperaciones pueden superar el 60%

Expansión del casquete gasífero La recuperación puede alcanzar el 30%

Expansión del gas liberado Porcentajes de recuperación de hasta el 20% del POIS

Expansión del propio petróleo, del agua Intersticial y compactación de los poros Porcentajes de recuperación bajos de hasta el 10% del POIS

Factor de recuperación

Depende de

Geología

Permeabilidad

Viscosidad del petróleo

Madurez del campo en función de la producción acumulada y las reservas remanentes o comprobadas

Declinación de la producción

Ciclos de vida de un campo petrolífero

Campo Marginal

Campo en Desarrollo

Yacimientos Maduros

Desarrollo

Desventajas

Es comúnmente necesaria la reparación de instalaciones

Para que sean rentables se necesita reducir al máximo el coste de nuevas perforaciones

Se debe conocer en profundidad el yacimiento en cuestión

Ventajas

Aprovechamiento de recursos e infraestructura existentes

No requiere de grandes tiempos de inversión

Son proyectos de bajo riesgo, generalmente se tiene gran cantidad de información

Características

De desarrollo

Envejecimiento de la Infraestructura

Limitado uso de la tecnología

Se aplica recuperación secundaria o terciaria

Cuantitativas

Bajos factores de recuperación.

Yacimientos con mas de 20 años de vida productiva

Producción Acumulada mayor al 75%de las Reservas Recuperables

La producción alcanza menos de la mitad del valor máximo

Gran cantidad de pozos con baja producción

Altos Valores de producción de agua/gas/arena

Económicas

Baja rentabilidad y altos costos de producción

Baja prioridad económica

Es función del nivel de costos de extracción y producción

Índice de madurez

Aspectos importantes