Cálculo de Declinación de Producción Hasta Agotar Reservas(UsiñaDavid)

Simulación deYacimientos Cálculo de declinación de producción hasta agotar reservas; 2 ejemplos objetivos David Usiña Básicamente se han reconocido tres tipos de curvas de declinación de producción: Exponencial. Las no probadas tienen menos certezas de ser recuperadas que las probadas y se clasifican en probables y posibles. Por lo general. la cual depende principalmente de la cantidad de información de geología e ingeniería confiable y disponible al tiempo de la interpretación de esos datos. con la finalidad de diagnosticar el tipo de mecanismo de empuje del reservorio. se selecciona el tiempo y la producción acumulada como variables independientes y se utiliza el eje de las abscisas para graficarlas. Cálculo de declinación de producción ejemplos objetivos hasta agotar reservas. El grado relativo de incertidumbre conduce a clasificar básicamente las reservas en: probadas y no probadas. La declinación de producción es un método para determinar las reservas.1. Hiperbólica y Armónica. gracias a la extrapolación del comportamiento de producción. Permiten establecer un modelo dinámico de los volúmenes de hidrocarburo presentes en el yacimiento. 2 2. Se emplean para calcular las reservas remanentes de un yacimiento. Las curvas principales de declinación están referidas a producción diaria en función del tiempo. Es el descenso de la capacidad de producción de un yacimiento. Las reservas están definidas como aquellas cantidades de petróleo las cuales anticipadamente se consideran comercialmente recuperables de una acumulación conocida en una fecha determinada. gas y condensado de gas. se origina como consecuencia de una disminución de la presión interna de este. . puesto que se basan en las fluctuaciones presentes en cada pozo y yacimiento o por medidas económicas aplicadas durante la proceso. Abstract En siguiente trabajo tiene como objetivo analizar y determinar uno de los distintos métodos que existen para el cálculo volumétrico de las reservas tanto de petróleo. Todas las estimaciones de reservas involucran un grado de incertidumbre. el factor de recobro y su historial de producción. lo que conlleva a una reducción de los niveles energéticos del mismo. lo que conlleva a una reducción de los niveles energéticos del mismo. ya que este es fácil y confiable. 3. empacaduras. problemas inherentes a la formación. 3. 3. etc.3. y problemas en el pozo como deterioro de la tubería de producción. se origina como consecuencia de una disminución de la presión interna de este. Se emplean para calcular las reservas remanentes del yacimiento. Otro factor que ocasiona una caída de producción es el factor mecánico.1. daño a la formación. el factor de recobro y su historial de producción. puesto que se basan en las fluctuaciones presentes en cada pozo o por medidas económicas aplicadas durante la proceso. Las curvas de declinación de producción representan el método más usado. Permitan establecer un modelo dinámico de los volúmenes de hidrocarburo presentes en el yacimiento. tales como: arenamiento.1. producción de asfaltenos. Declinación mecánica Esta relacionada con la disminución de la efectividad de los métodos de producción. RECURSOS 3.1.1. Tipos de Declinación De acuerdo a las causas que influyen en la declinación de producción se tienen la Declinación Energética y la Declinación Mecánica.2. Declinación energética Es la declinación de la tasa de producción debido al agotamiento de energía del yacimiento (caída de presión) y/o a la disminución de la permeabilidad relativa al petróleo y saturación de petróleo alrededor del pozo. La Declinación Total será la suma de la declinación energética más la declinación mecánica. Las curvas principales de declinación están referidas a: Producción Diaria vs Tiempo y Producción Diaria vs. Las curvas de declinación permiten estimar las reservas a recuperar durante la vida productiva y hacer comparaciones con los estimados por otros métodos como el balance de materiales. yacimiento y/o campo.1. Curvas de declinación de Producción La declinación es el descenso de la capacidad de producción de un yacimiento.1. en la predicción del comportamiento futuro de producción de un pozo. Recientemente algunos expertos prefieren denominar este tipo de declinación como Capacidad . Producción Acumulada. un grupo de pozos. gracias a la extrapolación del comportamiento de producción. con la finalidad de diagnosticar el tipo de mecanismo de empuje del reservorio.1.1. papel semilog y papel log-log. debido algún cambio de las operaciones de yacimiento. se presentan los comportamientos cualitativos de estas curvas. el método de extrapolación dará una representación razonable del comportamiento futuro. Hiperbólica y Armónica. Dado que la extrapolación de la curva hiperbólica se hace asintótica al eje horizontal se debe tener cautela en las predicciones. Si el sistema no es afectado significativamente .2. Tipos de Curvas de Declinación de Producción Básicamente se han reconocido tres tipos de curvas de declinación de producción: Exponencial. pues estas pueden ser optimistas. . Por lo general. El procedimiento de extrapolación es de naturaleza empírica pero representa el sistema que se esta analizando. ya que esto involucra factores que no son exclusivamente de índole mecánico. se selecciona el tiempo y la producción acumulada como variables independientes y se utiliza el eje de las abscisas para graficarlas. En la Figura .de Pérdida de Producción. al ser representadas en papel de coordenadas cartesianas. Entre las variables dependientes más utilizadas se encuentra el logaritmo de la tasa de producción.1. En la práctica se utiliza la extrapolación exponencial como una extensión de la declinación hiperbólica hasta el límite económico. 3. 7 547029 6 225.1.3 14 126.0 0 550.1 16 113.0 18.4 . Con estos conceptos se harán dos ejemplos objetivos de datos de un pozo y determinaremos la producción hasta que se agoten las reservas.3 836592 10 161.4 746119 128.4 7.4 20 94. Al inicio de sus operaciones se tiene un caudal de petróleo de 550 BPPD.4 896335 79.3 445174 4 280.4 75. RESOLUCIÓN Como ya se mencionó en los recursos la declinación es el descenso de la capacidad de producción de un yacimiento.4. Con esto se puede determinar el petróleo recuperado hasta la vida útil del pozo.7 124.5 11.0 0 550.4 937362 12 141. Primer ejemplo objetivo Se tiene un pozo con una tasa de declinación nominal de 2%. se origina como consecuencia de una disminución de la presión interna de este.8 102363 7 113410 0 123166 2 131902 4 139811 8 147037 32138 4 43227 1 51928 6 64115 0 71619 1 76240 0 79085 5 80837 7 81916 6 82581 0 82990 3 102006 7 108938 7 114848 0 119956 6 124425 30.3 57. 4.1 153.8 302.6 327927 338. T Armóni ca q Np Exponenc ial q NP Hiperbóli ca q Np 0 550.0 65.7 360.8 48.0 0 2 371. Además las curvas de declinación permiten estimar las reservas a recuperar durante la vida productiva y hacer comparaciones con los estimados por otros métodos como el balance de materiales.7 324673 319.8 103.6 257. También.6 562890 208.0 4. las curvas principales de declinación están referidas a: Producción Diaria vs Tiempo y Producción Diaria vs.4 194.8 453632 265. lo que conlleva a una reducción de los niveles energéticos del mismo.8 710485 8 188.3 87.6 18 103. Producción Acumulada. En la industria el más usado es el hiperbólico ya que contiene más parámetros como el factor. Es esencial determinar el correcto factor para poder dar un valor preciso de Np y caudal. Igualmente en este caso se determinó un promedio de 50 bls por día.5 22 87.0 128372 7 Caudal vs tiempo 600.0 Armónica 300.0 0.0 0 5 10 15 20 25 t Petróleo acumulado vs tiempo 2000000 1500000 Armónica Np 1000000 Exponencial Hiperbólica 500000 0 0 5 10 15 20 25 t Como podemos observar dependiendo del tipo de declinación que se utilice tendremos diferentes resultados. Además de esto se tiene que poner un límite mínimo de barriles de petróleo que sea económicamente rentable. Para este caso el valor de n se determinó en 0.6. .0 500.6 1 153688 4 2.0 Exponencial 200.7 0 83242 1 51.0 Q 400.0 Hiperbólica 100. Este resultado lo podemos claramente en el año 22. Con esto se puede determinar el petróleo recuperado hasta la vida útil del pozo. Pero se puede tener un estimado si se considerara un factor arbitrario de un 35% se tendría un valor de 3. Al término de la vida productiva del pozo tenemos una producción total acumulada de petróleo de 1283727 BDP.0 1347340 125.31. Además se tiene un Vb de 5000 acre-pie.2 2542033 57.5 941324 234.2 461705 360.8 1782974 1861159 .3 994598 10 227.2 596231 392.6 1300013 139.6 582038 327.4 1413287 16 171.2 2398225 72.9 590314 6 290.4 1521076 18 158.1 1291791 14 186. 4.8 1023436 308.5 MM de BDP. ϕ de 18 %.5 783242 274.1 1629700 190.2 1413738 102. Armónica T q Exponencia l q Np Hiperbólica NP q Np 0 500.6 1163108 177. Segundo ejemplo objetivo Se tiene un pozo con una tasa de declinación nominal de 1%.7 1065526 202.5 1153567 12 204.1 1704295 22 137.8 1384523 113. Este método es obviamente sin contar con una con un levantamiento artificial Este método es útil para determinar cuando se necesita realizar un SLA o para hacer un recuperación mejorada de petróleo.9 2062000 117. De los datos del pozo podemos determinar el POES de este pozo para determinar el factor de recobro de este pozo.4 2794334 35.7 1356581 242. Después de este tiempo ya no será económicamente rentable por lo que se decidió abandonar el pozo.0 0 500.0 0 2 403.6 326154 3 367. Al inicio de sus operaciones se tiene un caudal de petróleo de 500 BPPD.1 1617475 20 147.9 464753 4 337.6 2239385 92.6 824785 348.4 1239777 156.8 809408 8 255.3 149.0 0 500.1 2673409 44. Sw de 15 % y Bo de 1. En este caso no se proporcionaron datos de POES por lo que no se puede determinar el factor de recobro.8 325948 399.2. El POES calculado con el método determinístico es de 4530435. 0 0.Caudal vs tiempo 600.0 Armónica 300. Con este resultado tenemos un factor de recobro de 31 %. Al término de la vida productiva del pozo se tendrá un total de petróleo acumulado de 1413738 BDP. Con los otros métodos todavía tenemos grandes caudales. .0 0 5 10 15 20 25 t Petróleo acumulado vs tiempo 3000000 Armónica 2000000 Np Exponencial 1000000 Hiperbólica 0 0 5 10 15 20 25 t Para este caso se tiene un mínimo de 35 BPD para que sea todavía viable el proyecto y como vemos con la curva exponencial se tiene ese valor al término de los 22 años.0 Hiperbólica 100. El método exponencial siempre da una menor cantidad de petróleo recuperado además de menores caudales de petróleo por lo es un método de determinación de factor de recobro y de producción. Este resultado nos indica que solo pudimos recuperar el 31 % del petróleo original in situ.0 Q 400.0 500. Son valores promedios que se tienen en los campos de Ecuador. Pero se determinó el peor escenario por lo que se trabajará con el exponencial.0 Exponencial 200. 5. Millones BDP: barriles de petróleo . adimensional expresada en fracción Soi : saturación inicial de petróleo. adimensional expresada en fracción Bo: factor volumétrico de formación de petróleo (BY/BN) BPPD: barriles de petróleo por día MM: 10^6.-NOMENCLATURA POES: Petróleo original en Sitio (BN) Vb: Volumen bruto de la arena (acre*ft) Φ: porosidad. Es esencial determinar el correcto factor para poder dar un valor preciso de Np y caudal. Las curvas principales de declinación están referidas a producción diaria en función del tiempo.  Como podemos observar dependiendo del tipo de declinación que se utilice tendremos diferentes resultados. Por lo general. Entre las variables dependientes más utilizadas se encuentra el logaritmo de la tasa de producción. . En la industria el más usado es el hiperbólico ya que contiene más parámetros como el factor.  La curva de declinación Permiten establecer un modelo dinámico de los volúmenes de hidrocarburo presentes en el yacimiento.6.-CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES  La declinación de producción es el descenso de la capacidad de producción de un yacimiento. se origina como consecuencia de una disminución de la presión interna de este. lo que conlleva a una reducción de los niveles energéticos del mismo.  Básicamente se han reconocido tres tipos de curvas de declinación de producción: Exponencial. puesto que se basan en las fluctuaciones presentes en cada pozo y yacimiento o por medidas económicas aplicadas durante la proceso. se selecciona el tiempo y la producción acumulada como variables independientes y se utiliza el eje de las abscisas para graficarlas. Hiperbólica y Armónica. de http://es. Maracaibo: Astro Data.quimicayalgomas. de La guía química: http://quimica. de http://ingenieriadeyacimientos2.slideshare. (2013).html Méndez.net/cesarDY300/diagramas-de-fases-by-rmd Ingeniería de Yacimientos. A. de: http://www. (2010).com/enlacesquimicos/clasificacion-de-los-hidrocarburos Métodos de cálculo volumétrico. (2013).com/2009/10/introduccion.-BIBLIOGRAFÍA Cálculos volumétricos. Reservas de Hidrocarburos.laguia2000. M. Recuperado el 23 de Junio de 2015. (2009). Recuperado el 23 de Junio de 2015. . (1198). Fundamentos de Ingeniería de yacimientos. Recuperado el 23 de Junio de 2015.com/quimicaorganica/hidrocarburos/composicion-y-propiedades-del-petroleo/ Paris de Ferrer.7.blogspot. Recuperado el 23 de Junio de 2015.