declinacion

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

Ingeniería en Petróleos

Simulación de Yacimientos

Calculo de Declinacion de Produccion Hasta Agotar Reservas; 2 ejemplos

objetivos

Andrés Sánchez Rosas

ESCUELA POLITECNICA NACIONALSimulación de Yacimientos

1. Calculo de declinacion de produccion

2. Abstract

El siguiente trabajo tiene como objetico anlizar y determinar la declinación de producción petrolera es un proceso natural e inevitable ya quelas reservas de petróleo de un determinado yacimiento son finitas. Desde el momento en que se inicia su producción, se calcula un tiempo de vida útil del yacimiento basándose en las reservas recuperables y hasta qué punto es económicamente rentable mantener en producción el yacimiento. Es por eso, que al final de la vida útil del yacimiento hablamos de una declinación de producción. La secuencia de declinación comienza en los pozos, le siguen los yacimientos, a continuación los campos, y por ultimo las cuencas petroliferas. La presión constante en el cabezal del pozo, implica una declinación deproducción. Cabe señalar que la presión en el fondo del pozo no cambia si elgasto de flujo declina gradualmente y la presión en el cabezal de pozo se mantiene constante. Se reconcen tres tipos de curvas de declinacion de produccion: Exponencial, Hiperbolica y Armonica, por lo general se selecciona el tiempo y la produccion acumulada como variables independientes y se utiliza al eje de las absisas para graficarlas, gracias a la extrapolacion del comportamiento de produccion, con la finalidad de diagnosticar el tipo de mecanismo de empuje del reservorio, el factor de recobro y su historial de produccion. Permiten establecer un modelo dinamico de los volumenes de hidrocarburo presentes en el yacimiento, puesto que se basan en las fluctuaciones presentes en cada pozo y yacimiento o por medidas economicas aplicadas durante el porceso, estas curvas de declinacion esta referidas a una produccion diaria en fncion del tiempo, este es un metodo para determinar las reservas, es el descenso de la capacidad de produccion de un yacimiento, se origina como consecuencia de la disminucion de la presion interna esto conlleva a un nivel energetico

Básicamente se han reconocido tres tipos


de curvas de declinación deproducción: Exponencial, Hiperbólica y Armónica. Por lo general, se seleccionael tiempo y la producción acumulada como variables independientes y se utilizael eje de las abscisas para graficarlas. Se


emplean para calcular las reservasremanentes de un yacimiento, gracias a la extrapolación del comportamientode producción, con la finalidad de diagnosticar el tipo de mecanismo de empujedel reservorio, el factor de recobro y su historial de producción. Permiten


establecer un modelo dinámico de los volúmenes de hidrocarburo presentes enel yacimiento, puesto que se basan en las fluctuaciones presentes en cadapozo y yacimiento o por medidas económicas aplicadas durante la proceso.Las curvas principales de declinación están


referidas a producción diaria enfunción del tiempo.Básicamente se han reconocido tres tipos de curvas de declinación deproducción: Exponencial, Hiperbólica y Armónica. Por lo general, se seleccionael tiempo y la producción acumulada como variables


independientes y se utilizael eje de las abscisas para graficarlas. Se emplean para calcular las reservasremanentes de un yacimiento, gracias a la extrapolación del comportamientode producción, con la finalidad de diagnosticar el tipo de mecanismo de empuje


del reservorio, el factor de recobro y su historial de producción. Permitenestablecer un modelo dinámico de los volúmenes de hidrocarburo presentes enel yacimiento, puesto que se basan en las fluctuaciones presentes en cadapozo y yacimiento o por medidas económicas


aplicadas durante la proceso.Las curvas principales de declinación están referidas a producción diaria enfunción del tiempo.Básicamente se han reconocido tres tipos de curvas de declinación deproducción: Exponencial, Hiperbólica y Armónica.


Por lo general, se seleccionael tiempo y la producción acumulada como variables independientes y se utilizael eje de las abscisas para graficarlas. Se emplean para calcular las reservasremanentes de un yacimiento, gracias a la extrapolación del comportamiento


de producción, con la finalidad de diagnosticar el tipo de mecanismo de empujedel reservorio, el factor de recobro y su historial de producción. Permitenestablecer un modelo dinámico de los volúmenes de hidrocarburo presentes enel yacimiento, puesto que se basan en las


fluctuaciones presentes en cadapozo y yacimiento o por medidas económicas aplicadas durante la proceso.Las curvas principales de declinación están referidas a producción diaria enfunción del tiempo.


3. Recursos

Para poder calcular la declinación de producción se utilizan unas curvas caracteristicas desarrolladas por Fetkovich y existen dos principales periodos de declinación en un pozo productor:

Declinación Transitoria: Es considerada una declinación natural causada por la expansión de gas, aceite y agua en una región de drenanje con un incremento continuo de radio de drenaje. Existen dos modos de declinación transitoria:

Gasto de producción constante Representa el gasto en función del tiempo, considerando la producción transitoria como una serie de producciones en estado transitorio con un incremento del radio de drenaje.

Presión de fondo fluyendo constante

Declinación en estado Pseudoestacionario:Se considera la producción de aceite como un conjunto de producciones en estado estacionario para describir el comportamiento de un pozo. El rango de declinación de la presión depende de la rapidez con que sean producidos los fluidos, la expansión de los fluidos dentro del yacimiento y la compactación de volumen poroso

Declinación Exponencial:


Después de un periodo en el cual se estabiliza la producción llegará un momento que el pozo comience a declinar mes a mes. Graficando la producción vs el tiempo, y extrapolando los datos, es posible determinar la producción futura o reservas del yacimiento en cuestión.

Declinación Hiperbólica:No todos los pozos perciben una declinación exponencial. En muchos casos se puede observar una declinación hiperbólica en donde el comportamiento gasto vs tiempo es estimada de mejor forma. Esta declinación está basada en los mecanismos de empuje naturales o artificiales que disminuyen el abatimiento de presión comparado con el abatimiento causado por la expansión de un aceiteligeeramente compresible.

Declinación Armónica:En este caso la rapidez de declinación esproporcional al gasto. Se presenta cuando la producción es controlada por segregación gravitacional


4. Resolución

La declinación 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.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.También, las curvas principales de declinación están referidas a: Producción Diaria vs Tiempo y Producción Diaria vs. Producción Acumulada. Con estos conceptos se harán dos ejemplos objetivos de datos de un pozo y determinaremos la producción hasta que se agoten las reservas.

Tipos de Drenaje

Primer ejemplo

De un pozo con tasa de declinación nominal de 2%. Donde al inicio de sus operaciones se tiene un caudal de petróleo de 550 BPPD. Con esto se puede determinar el petróleo recuperado hasta la vida útil del pozo.

Armónica Exponencial Hiperbólica

T q Np q NP q Np

0 550,0 0 550,0 0 550,0 0

2 371,6 327927 338,7 321384 360,7 324673

3 319,8 453632 265,8 432271 302,3 445174

4 280,6 562890 208,6 519286 257,7 547029

6 225,4 746119 128,4 641150 194,8 710485

8 188,4 896335 79,1 716191 153,3 836592

10 161,8 1023637 48,7 762400 124,4 937362

12 141,8 1134100 30,0 790855 103,3 1020067

14 126,1 1231662 18,5 808377 87,4 1089387

16 113,6 1319024 11,4 819166 75,0 1148480

18 103,4 1398118 7,0 825810 65,3 1199566

20 94,8 1470375 4,3 829901 57,4 1244250

22 87,6 1536884 2,7 832421 51,0 1283727


0 5 10 15 20 250.0

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

600.0

Caudal vs tiempo

ArmónicaExponencialHiperbólica

t

Q

0 5 10 15 20 250

200000400000600000800000

10000001200000140000016000001800000

Petróleo acumulado vs tiempo


t

Np

Como podemos observar dependiendo del tipo de declinación que se utilice tendremos diferentes resultados. 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.

Para este caso el valor de n se determinó en 0.6. Además de esto se tiene que poner un límite mínimo de barriles de petróleo que sea económicamente rentable. Igualmente en este caso se determinó un promedio de 50 bls por día. Este resultado lo podemos claramente en el año 22. Después de este tiempo ya no será económicamente rentable por lo que se decidió abandonar el pozo.


Al término de la vida productiva del pozo tenemos una producción total acumulada de petróleo de 1283727 BDP. 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.

En este caso no se proporcionaron datos de POES por lo que no se puede determinar el factor de recobro. Pero se puede tener un estimado si se considerara un factor arbitrario de un 35% se tendría un valor de 3.5 MM de BDP.

Segundo ejemplo

Se tiene un pozo con una tasa de declinación nominal de 1%. Al inicio de sus operaciones se tiene un caudal de petróleo de 500 BPPD. Con esto se puede determinar el petróleo recuperado hasta la vida útil del pozo. Además se tiene un Vb de 5000 acre-pie, ϕ de 18 %, Sw de 15 % y Bo de 1.31.

De los datos del pozo podemos determinar el POES de este pozo para determinar el factor de recobro de este pozo.

El POES calculado con el método determinístico es de 4530435.

Armónica Exponencial HiperbólicaT q Np q NP q Np

0 500,0 0 500,0 0 500,0 0

2 403,2 596231 392,8 325948 399,6 326154

3 367,6 824785 348,2 461705 360,9 464753

4 337,8 1023436 308,6 582038 327,9 590314

6 290,7 1356581 242,5 783242 274,8 809408

8 255,1 1629700 190,5 941324 234,3 994598

10 227,3 1861159 149,7 1065526 202,5 1153567

12 204,9 2062000 117,6 1163108 177,1 1291791

14 186,6 2239385 92,4 1239777 156,4 1413287

16 171,2 2398225 72,6 1300013 139,4 1521076

18 158,2 2542033 57,0 1347340 125,1 1617475

20 147,1 2673409 44,8 1384523 113,1 1704295

22 137,4 2794334 35,2 1413738 102,8 1782974


0 5 10 15 20 250.0

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

600.0

Caudal vs tiempo


t

Q

0 5 10 15 20 250

50000010000001500000200000025000003000000

Petróleo acumulado vs tiempo


t

Np

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. Con los otros métodos todavía tenemos grandes caudales. Pero se determinó el peor escenario por lo que se trabajará con el exponencial.

Al término de la vida productiva del pozo se tendrá un total de petróleo acumulado de 1413738 BDP. Con este resultado tenemos un factor de recobro de 31 %. Son valores promedios que se tienen en los campos de Ecuador.

Este resultado nos indica que solo pudimos recuperar el 31 % del petróleo original in situ. 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.


5. Nomenclatura

POES Petroleo original in situVb Volumen bruto arenaΦ porosidad, adimensional expresada en fracciónSoi saturación inicial de petróleo, adimensional expresada en fracciónBo factor volumétrico de formación de petróleo (BY/BN)BPPD barriles de petróleo por díaMM 10^6. MillonesBDP barriles de petróleoSw Saturación De Agua.Θ Angulo De Contacto.Swi Saturación de agua inicial.Sor Saturación residual del petróleo.SAGD Segregación gravitacional asistida por vaporPb Presión de burbujaPc Presión criticaKg Permeabilidad GasPo Permeabilidad PetróleoSl Saturación de líquido N Cantidad de petróleo inicial del YacimientoPr Petróleo ReducidoPn Petróleo Acumulado


6. Conclusiones y Recomendaciones

Conclusiones Esta curvas son el resultado de investigaciones empirica y desarrollos

matematicos aplicados para soluciones rapidas en una gran variedad de problemas relacionados con la declinacion de la produccion

Los metodos utilizados has sido estimados como estrictamente empiricos y generalmente no cientificos

Los resultados obtenidos para un pozo o locacion son sometidos a un amplio rango de interpretaciones alternas, principalmente como una funcion de la experiencia y objetivos del evaluador

Se considera una declinacion natural por la expansion del aceite, gas y agua en una region de drenaje con incremento continuo

Los disturbios de presion se propagan gradualmente lejos del pozo No es aplicable a la primera etapa de vida de un yacimiento debido a la falta de

datos de produccion

Recomendaciones Se tiene periodos desiguales entre pruebas de medicion de pozos por eso debe

realizar una adeacuada evaluacion Tener precaucion con las completaciones de nuevos pozos ya que afectan las

curvas de declinacion Un cierre de produccion es un factor de daño ante la realizacion de la curva En este proceso siempre existe una reduccion del indice de producitvidad debido

a los cambios de parametros Es recomendable aplicar a pozos individuales, en grupos o en la totalidad de un

yacimiento Los factores que afectan en el pasado la produccion lo haran tambien en el futuro La efectividad del estudio de las curas de declinacion depende de la calidad y

cantidad de datos de produccion La historia de produccion debe basarse en la capacidad de produccion sin cambios

operacionales

7. Bibliografía


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