Escrito por 7:05 pm Artículos de Opinión

PRINCIPAL CAMPO PRODUCTOR DE LA CUENCA DE BURGOS

Campo Nejo

Se localiza aproximadamente a 150 km al sureste de la ciudad de Reynosa en el estado de Tamaulipas (Figura 2), fue descubierto en el año 2002 y cuenta con un área de 1165 km². Se descubre el campo con la perforación del pozo Nejo-1, probado en cinco horizontes de la formación Frío Marino, desde OFM-28 con 6.3 MMpcd de gas y 2,328 Bpd de petróleo, hasta la OFM-5 con 5.8 MMpcd de gas y 216 Bpd de petróleo. Inicialmente operado por Petróleos Mexicanos (PEMEX).

Figura 2. Ubicación del campo Nejo. Recuperado de campos.hidrocarburos.gob.mx/

A partir de 2007 es operado por la Compañía Iberoamericana de Hidrocarburos, bajo la modalidad de Contratos de Obras Públicas Financiadas (COPF) y a partir de marzo 2013, mediante Contratos Integrales de Exploración y Producción (CIEP). El desarrollo inició con producción inicial de 28.4 MMpcd de gas y 1,138 Bpd de condensado.

Información General

De acuerdo con información actualizada a mayo 2018 por la CNH, el mecanismo de producción es por expansión roca-fluido, hay 407 pozo perforados con terminación en agujero entubado, de los cuales 199 son pozos productores, 6 pozos taponados, 167 pozos cerrados con posibilidad y 35 pozos cerrados sin posibilidad, el sistema artificial con el que cuenta la mayoría de sus pozos es el Bombeo Neumático.

Producciones de acuerdo al tipo de fluido (CNH, 2018):

  • Producción de líquido
    • Se logró producir 3 mbpd de aceite, alcanzando una producción máxima de 15.872 mbpd.
    • Para la producción de agua se tuvieron 3.33 mbpd.
  • Producción de gas
    • Se obtuvieron 119.33 mmpcd de gas y se alcanzó una producción máxima de 215.91 mmpcd de gas.

Reservas

La Figura 3 muestra información de las reservas y el volumen original, las cuales están actualizadas al año 2018 por parte de la CNH, también se muestran los porcentajes de recuperación de acuerdo a las categorías 1P, 2P y 3P. Se observa que actualmente no existen reservas de aceite para el campo, el último año que se registraron datos de reservas de aceite fue en 2016.

Figura 3. Reservas, volumen original y factores de recuperación del campo Nejo. Recuperado de campos.hidrocarburos.gob.mx/

El Petróleo Crudo Equivalente (PCE) es el volumen de gas (u otros energéticos) expresado en barriles de petróleo crudo a 60 °F, y que equivalen a la misma cantidad de energía (equivalencia energética) obtenida del crudo. Este término es utilizado frecuentemente para comparar el gas natural en unidades de volumen de petróleo crudo para proveer una medida común para diferentes calidades energéticas de gas. Estas reservas de PCE han tenido una evolución con el paso de los años (Figura 4).

Figura 4. Evolución de las reservas (MMbpce). Recuperado de campos.hidrocarburos.gob.mx/

Producción

Como indica la Tabla 2 en el rubro de pozos productores de gas no asociado, esta cantidad ha ido creciendo con la finalidad de obtener una mayor producción y lograr recuperar la mayor parte de hidrocarburos en el yacimiento. En la Figura 5 se muestran las producciones según el tipo de fluido, así como su producción acumulada de aceite y gas.

Figura 5. Histórico de producción. Recuperado de campos.hidrocarburos.gob.mx/

En los primeros años de producción del campo sólo había producción de gas no asociado, hasta 2010 se tuvo producción de petróleo y gas asociado, con ello también se inició a presentar agua entre los fluidos producidos, lo anterior duró hasta el año 2014. Posterior a este año se continuó únicamente con producción de gas no asociado y una mínima producción de condensados.

Lo anterior llevó a la necesidad instalar diferentes tipos de Sistemas Artificiales de Producción, ya que algunos pozos presentan una presencia considerable de líquidos los cuales obstruyen el flujo de gas hacia la superficie. En los últimos años ha sido común utilizar las Barras de jabón (espumantes) y Moto Compresores.

Tecnologías aplicadas al campo Nejo

Con el objetivo de tener un buen control de las condiciones operativas de los pozos durante el proceso de producción de hidrocarburos, la operadora Iberoamericana de Hidrocarburos S.A. de C.V (IHSA) cuenta con los servicios de monitoreo en tiempo real que ofrece la empresa Dynamic Software-Based Controls Exploration and Production (Dysco EP).

Todos los pozos a cargo de IHSA en sus 6 zonas, están monitoreados con Telemetría a través de CloudLoggerSCADA™ (cloudlogger.dyscoep.com). Esto le permite a los Ingenieros de IHSA tener un rápido acceso a la información de los pozos para analizar esta en el momento que sea necesario y acelerar el proceso de toma de decisiones en cuanto a optimización.

Dynamic Software-Based Controls Exploration and Production se encuentra en constante mejora con el fin de ofrecer a sus clientes el mejor servicio y brindar las soluciones especificas de acuerdo a la problemática.

Visita la página dyscoep.com/ y conoce más a cerca de nuestros servicios.

Referencia Bibliográfica

  • Eguiluz de Antuñano, Samuel (2010). Sinopsis geológica de la Cuenca de Burgos, noreste de México: producción y recursos petroleros. Boletín de la Sociedad Geológica Mexicana.
  • Salazar Velásquez, Julián. Suárez Galván, Mario . Camperos Rosales, Silvio (2016). Incorporación de reservas y producción mediante la estrategia de exploración y avanzada en el bloque Nejo, Cuenca de Burgos México. Ingeniería Petrolera. Iberoamericana de Hidrocarburos S.A. de C.V.
  • Comisión Nacional de Hidrocarburos. Recuperado de hidrocarburos.gob.mx/estad%C3%ADsticas/

 

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Autor: Ing. José Ignacio Cruz Reyes

Contacto: ignacio.cruz@dyscoep.com

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