UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA...
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E
INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ANÁLISIS TÉCNICO PARA LA IMPLEMENTACIÓN DEL
SOFTWARE OILFIELD MANAGER (OFM) PARA EL CONTROL
Y EVALUACIÓN DE DATOS DE PRODUCCIÓN DE POZOS
PETROLEROS DEL CAMPO DRAGO NORTE
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
CARLOS ALBERTO LÓPEZ ENRÍQUEZ
DIRECTOR: ING. EDWIN FABIAN PLUAS NOLIVOS
Quito, octubre, 2016
iii
FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO
PROYECTO DE TITULACIÓN
DATOS DE CONTACTO
CÉDULA DE IDENTIDAD: 1717830721
APELLIDO Y NOMBRES: López Enríquez Carlos Alberto
DIRECCIÓN: Machala N 67-53 y Cuicocha
EMAIL: [email protected]
TELÉFONO FIJO: 2596182
TELÉFONO MOVIL: 0982124789
DATOS DE LA OBRA
TITULO: Análisis técnico para la implementación del
software Oilfield manager (OFM) para el
control y evaluación de datos de producción
de pozos petroleros del campo Drago Norte
AUTOR O AUTORES: López Enríquez Carlos Alberto
FECHA DE ENTREGA DEL
PROYECTO DE
TITULACIÓN:
3 de Septiembre del 2016
DIRECTOR DEL
PROYECTO DE
TITULACIÓN:
Ing. Edwin Plúas Nolivos Msc.
PROGRAMA PREGRADO POSGRADO
TITULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos
RESUMEN: El presente trabajo de titulación tiene como
objetivo la utilización, descripción y manejo de
las herramientas más importantes del
X
iv
software Oilfield Manager (OFM), así como
también la generación de una base de datos
que nos permita tener información del campo
Drago Norte de una manera más rápida y
eficiente para ser utilizada en cualquier
actividad de ingeniería, por medio de la
implementación del software (OFM) se
pretende brindar a los ingenieros de
yacimientos y de producción una herramienta
que facilite la aplicación de principios útiles
para el análisis de yacimientos y la
supervisión de la producción mediante el
aprovechamiento adecuado de las
capacidades del software.
PALABRAS CLAVES: Oilfield Manager (OFM).
Producción.
Curvas de Declinación.
ABSTRACT:
The objective of this paper is to describe the
use and management of the most important
field manager software tools (OFM) and to
generate the data base that will provide
information on the Drago North Oilfield in a
faster and more efficient manner. This will be
utilized in any engineering activity throw the
implementation of the OFM software, which
hopes to provide field and production
engineers a tool that facilitate the application
of useful principles for the analysis of sites and
monitoring of production through the adequate
use of the capabilities of the software´s
capabilities.
viii
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
CERTIFICACIÓN .......................................................................................... vii
ÍNDICE DE CONTENIDOS .......................................................................... viii
ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................... xii
ÍNDICE DE ANEXOS ................................................................................... xiii
ÍNDICE DE ECUACIONES .......................................................................... xiv
RESUMEN ..................................................................................................... 1
ABSTRACT .................................................................................................... 2
1. INTRODUCCIÓN ....................................................................................... 4
1.1. PROBLEMA 5
1.2. OBJETIVOS DEL PROYECTO 5
1.2.1. OBJETIVO GENERAL 5
1.2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 6
2. MARCO TEÓRICO ................................................................................. 8
2.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO DRAGO 8
2.1.1. ANTECEDENTES 8
2.2. UBICACIÓN 9
2.3. GEOLOGÍA DEL CAMPO DRAGO 10
2.4. ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO 11
2.5. FORMACIONES PRODUCTORAS 11
2.5.1. ARENISCA U SUPERIOR 11
2.5.2. ARENISCA U INFERIOR 12
2.5.3. ARENISCA T SUPERIOR 13
2.5.4. ARENISCA T INFERIOR 14
2.6. PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL YACIMIENTO 16
2.6.1. PROPIEDADES DE LA ROCA 16
2.7. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO 17
2.7.1. PROPIEDADES PVT 17
ix
2.8. CONSEPTOS GENERALES 18
2.8.1. TIPOS DE DATOS 18
2.8.2. VALIDACIÓN DE DATOS 18
2.8.3. ALMACENAMIENTO Y RECUPERACIÓN DE DATOS 19
2.8.4. BASE DE DATOS 19
2.9. EL SOFTWARE OILFIELD MANAGER (OFM) 20
2.9.1. BENEFICIOS DEL SOFTWARE OFM 21
2.10. MÓDULOS UTILIZADOS EN EL ESTUDIO 28
2.10.1. MAPA BASE 28
2.10.2. MÓDULO DE FILTRO O SELECCIÓN: FILTER 28
2.10.3. MÓDULO DE GRÁFICOS: PLOT 28
2.10.4. MÓDULO DE ANÁLISIS DE CURVAS DE DECLINACIÓN:
FORECAST 29
2.10.5. MÓDULO DE REPORTE: REPORT 31
2.11. DECLINACIÓN DE PRODUCIÓN 31
2.11.1. TIPOS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN 33
2.11.1.1. De acuerdo con la naturaleza de la declinación 33
2.11.1.1.1. Declinación Energética: 33
2.11.1.1.2. Declinación Mecánica: 33
2.11.1.1.3. Declinación Total: 33
2.11.2. TIPOS DE CURVAS DE DECLINACIÓN 34
2.11.2.1. Declinación exponencial 37
2.11.2.2. Declinación hiperbólica 41
2.11.2.3. Declinación armónica 43
2.11.3. DETERMINACIÓN DEL TIPO DE DECLINACIÓN 45
3. METODOLOGÍA ...................................................................................... 47
3.1. SELECCIÓN DE YACIMIENTOS 47
3.2. METODOLOGÍA GENERAL PARA LA IMPLEMENATCIÓN DEL
SOFTWARE (OFM) 47
3.3. PROCEDIMIENTO DE TRABAJO CON EL SOFTWARE (OFM) 48
4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN ................................................................ 57
4.1. DECLINACIÓN DEL CAMPO DRAGO 006-UI 57
x
4.1.1. ANÁLISIS MATEMÁTICO 60
4.2. POZO DRAGO NORTE DRRA-011UI 66
4.2.1 ANÁLISIS MATEMÁTICO 69
4.3. POZO DRAGO NORTE DRRA-014TI 71
4.3.1. ANÁLISIS MATEMÁTICO 74
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................... 77
5.1. CONCLUSIONES 77
5.2. RECOMENDACIONES 78
NOMENCLATURA O GLOSARIO .............................................................. 80
BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................... 82
ANEXOS 84
xi
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2. 1 Niveles productivos de los reservorios “U” y “T” ......................... 16
Tabla 2. 2 Propiedades petrofísicas promedio del Campo Drago Norte ...... 17
Tabla 2. 3 Propiedades de los fluidos promedio del Campo Drago Norte .. 18
Tabla 4. 1 Producción Futura del pozo DRRA-006UI .................................. 59
Tabla 4. 2 Datos obtenidos de la gráfica 1/D Vs t ........................................ 61
Tabla 4. 3 Resultados obtenidos del pozo DRRA.006UI ............................. 65
Tabla 4. 4 Producción Futura del pozo DRRA-011UI .................................. 68
Tabla 4. 5 Datos obtenidos de la gráfica 1/D Vs t ........................................ 70
Tabla 4. 6 Resultados obtenidos del pozo DRRA.011UI ............................. 70
Tabla 4. 7 Producción Futura del pozo DRRA-014TI ................................... 73
Tabla 4. 8 Datos obtenidos de la gráfica 1/D Vs t ........................................ 75
Tabla 4. 9 Resultados obtenidos del pozo DRRA.011UI ............................. 75
xii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 Ubicación geográfica del campo Drago Norte .............................. 9
Figura 2.2 Mapa de ubicación del campo Drago Norte ................................ 10
Figura 2.3 Mapa estructural al tope U Superior ........................................... 12
Figura 2.4 Mapa estructural al tope U Inferior .............................................. 13
Figura 2.5 Mapa estructural al tope de T superior ....................................... 14
Figura 2.6 Mapa estructural al tope de T inferior ......................................... 15
Figura 2.7 Tipos de Curvas de Declinación ................................................. 32
Figura 2.8 Gasto de Declinación .................................................................. 35
Figura 2.9 Gasto de producción Vs Tiempo ................................................. 37
Figura 2.10 Logaritmo natural del gasto Vs tiempo ...................................... 40
Figura 3.1 Mapa Base del Campo Drago Norte ........................................... 49
Figura 3.2 Pantalla de Aplicación de la función Plot .................................... 50
Figura 3.3 Pantalla de Aplicación de la función Forecast ............................ 51
Figura 3.4 Pantalla de Aplicación de la función Report ................................ 52
Figura 3.5 Ventana Edit Scenario Forecast ................................................. 54
Figura 3.6 Segunda ventana Edit Scenario Forecast .................................. 55
Figura 4.1 Historial de producción 2015-2016 ............................................. 58
Figura 4.2 Estimación de la tasa de declinación a través de OFM .............. 58
Figura 4.3 Método Gráfico para establecer el tipo de declinación ............... 61
Figura 4.4 Historial de producción 2015-2016 ............................................. 66
Figura 4.5 Estimación de la tasa de declinación a través de OFM .............. 67
Figura 4.6 Método Gráfico para establecer el tipo de declinación ............... 69
Figura 4.7 Historial de producción 2015-2016 ............................................. 71
Figura 4.8 Estimación de la tasa de declinación a través de OFM .............. 72
Figura 4.9 Método Gráfico para establecer el tipo de declinación ............... 74
xiii
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO 1. COMPLETACIÓN DEL POZO DRAGO-006UI ........................... 85
ANEXO 2. COMPLETACIÓN DEL POZO DRAGO-011UI ........................... 86
ANEXO 3: COMPLETACIÓN DEL POZO DRAGO-014TI ........................... 87
xiv
ÍNDICE DE ECUACIONES
Ecuación [2.1] .............................................................................................. 31
Ecuación [2.2] .............................................................................................. 36
Ecuación [2.3] .............................................................................................. 36
Ecuación [2.4] .............................................................................................. 38
Ecuación [2.5] .............................................................................................. 38
Ecuación [2.6] .............................................................................................. 38
Ecuación [2.7] .............................................................................................. 39
Ecuación [2.8] .............................................................................................. 39
Ecuación [2.9] .............................................................................................. 40
Ecuación [2.10] ............................................................................................ 41
Ecuación [2.11] ............................................................................................ 41
Ecuación [2.12] ............................................................................................ 42
Ecuación [2.13] ............................................................................................ 42
Ecuación [2.14] ............................................................................................ 43
Ecuación [2.15] ............................................................................................ 43
Ecuación [2.16] ............................................................................................ 43
Ecuación [2.17] ............................................................................................ 43
Ecuación [2.18] ............................................................................................ 44
Ecuación [2.19] ............................................................................................ 44
Ecuación [2.20] ............................................................................................ 44
Ecuación [2.21] ............................................................................................ 44
Ecuación [2.22] ............................................................................................ 44
1
RESUMEN
El presente trabajo de titulación tiene como objetivo la utilización, descripción
y manejo de las herramientas más importantes del software Oilfield Manager
(OFM), así como también la generación de una base de datos que nos permita
tener información del campo Drago Norte de una manera más rápida y
eficiente para ser utilizada en cualquier actividad de ingeniería, por medio de
la implementación del software (OFM) se pretende brindar a los ingenieros de
yacimientos y de producción una herramienta que facilite la aplicación de
principios útiles para el análisis de yacimientos y la supervisión de la
producción mediante el aprovechamiento adecuado de las capacidades del
software. Para este estudio, se utilizó el software Oilfield Manager (OFM)
perteneciente a GeoQuest, división encargada del desarrollo en informática
de la empresa Schlumberger.
Éste es un programa de administración e inferencia de datos de yacimiento y
pozo, que cuenta con herramientas para el análisis y la supervisión de la
producción. Contiene un conjunto de módulos integrados que facilitan el
manejo eficiente de los campos de petróleo y gas en sus etapas de
exploración y producción, ofrece la flexibilidad de integrar los datos de
producción del yacimiento y permite hacer predicciones de producción más
precisas en menor tiempo con técnicas mejoradas de ingeniería que permitan
mejorar y optimizar el desempeño del campo petrolero.
La metodología de trabajo con la cual se llevó a cabo este proyecto se inició
con la generación de la base de datos de los pozos seleccionados del campo
Drago Norte, descripción del campo, parámetros petrofísico y de fluido más
importantes, además del estudio de las curvas de declinación. Finalmente se
aplicaron las capacidades de administración e inferencia de datos del software
OFM para elaborar una guía básica para la utilización del software, la cual, se
llevó a cabo realizando el estudio de la declinación de producción de los pozos
seleccionados por medio del software OFM 2014.
Palabras clave: Oilfield Manager (OFM), Producción, Curvas de Declinación.
2
ABSTRACT
The objective of this paper is to describe the use and management of the most
important field manager software tools (OFM) and to generate the data base
that will provide information on the Drago North Oilfield in a faster and more
efficient manner. This will be utilized in any engineering activity throw the
implementation of the OFM software, which hopes to provide field and
production engineers a tool that facilitate the application of useful principles for
the analysis of sites and monitoring of production through the adequate use of
the capabilities of the software´s capabilities.
For this study, the GeoQuest, the information technology division of
Schlumberger, ran Oilfield Manager Software (OFM) was used. This is a well
site and oil field administration and data inference program with tools for the
analysis and monitoring of production. It contains a set of integrated modules
that facilitate the efficient management of the oil and gas fields in their
exploration and production stages. It offers the flexibility to integrate the
production of the site data and allows you to make more accurate predictions
of production in less time with improved engineering techniques that increase
and optimize the performance of the oil field.
The methodology of analysis used in this project started with the generation of
the database of selected wells in the field Drago Norte, which includes
description of the field, Petrophysical parameters and of the most important
fluids, as well as the study of the curves of declination. Finally, the
administration and data inference capabilities of the OFM software are applied
to elaborate a basic guide for the use of the software, which, led to the
conclusion that there is a production decline in the selected oil wells of OFM
software 2014.
Keywords: Oilfield manager (OFM), Production, Decline Curves.
4
1. INTRODUCCIÓN
En la industria hidrocarburífera, en el trabajo diario de recibir, procesar y
almacenar información de un campo petrolífero, hacen de la labor del
departamento de producción brinde una actividad muy importante para el
manejo y sostenimiento de dicho campo, debido a que por medio del análisis
de datos e información provenientes de múltiples fuentes podríamos detectar
posibles problemas, estos ya sean en los pozos, en las líneas de flujo o en los
equipos; y así encontrar sus causas y plantear soluciones rápidas y eficientes.
Por lo cual podemos deducir entonces que gran cantidad del tiempo empleado
en el departamento de control de producción se gasta en la recepción,
procesamiento y almacenaje de la información, descuidando así por tanto la
detección temprana de posibles problemas y el planteamiento rápido y
eficiente de soluciones.
Pensando en atender esta problemática y al hecho de tener un control
histórico más efectivo y confiable sobre el comportamiento de los pozos;
desde hace varios años se viene implementando la utilización de paquetes
informáticos, los cuales han sido perfeccionados con el transcurrir del tiempo
y a medida que su utilización se ha venido generalizando en diversos campos
petroleros de todo el mundo.
Dentro del software usado en la industria petrolera para este propósito, se
encuentra el Oilfield Manager (OFM) perteneciente a GeoQuest, división
encargada del desarrollo en informática de la empresa Schlumberger. Éste es
un programa de administración e inferencia de datos de yacimiento y pozo,
que cuenta con herramientas para el análisis y la supervisión de la producción.
Contiene un conjunto de módulos integrados que facilitan el manejo eficiente
de los campos de petróleo y gas en sus etapas de exploración y producción,
ofrece la flexibilidad de integrar los datos de producción y de yacimiento y
permite hacer predicciones de producción más precisas en menor tiempo con
técnicas mejoradas de ingeniería.
5
1.1. PROBLEMA
La necesidad de incrementar la recuperación de grandes cantidades de
reservas in situ que existen en los yacimientos del mundo, y la competencia
global, requieren mejores prácticas de administración. Históricamente, algo de
administración de yacimientos ha sido aplicado cuando se plantea la
necesidad de un gasto mayor, como el desarrollo de un campo nuevo o una
instalación para inyección de agua. Los estudios de administración de
yacimientos de esa manera no pueden ser considerados como integrados, es
decir, donde cada disciplina desarrolla su estudio por separado. Los sistemas
de producción modernos requieren diseños que garantizan un transporte
seguro y rentable de fluidos desde el depósito a las instalaciones de
procesamiento.
Pensando en atender esta problemática y al hecho de tener un control
histórico más efectivo y confiable sobre el comportamiento de los pozos;
desde hace varios años se viene implementando la utilización de paquetes
informáticos, los cuales han sido perfeccionados con el transcurrir del tiempo
y a medida que su utilización se ha venido generalizando en diversos campos
petroleros de la geografía mundial.
1.2. OBJETIVOS DEL PROYECTO
1.2.1. OBJETIVO GENERAL
Implementar, comparar y verificar los resultados obtenidos del Software OFM
de los pozos designados del campo Drago Norte para así determinar la tasa
de declinación de la producción.
6
1.2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
1. Analizar técnicamente los parámetros petrofísicos, análisis PVT e
historiales de producción para el uso del software OFM.
2. Evaluar descriptivamente el Software OFM y las respectivas actividades
que realiza este programa en el análisis de datos de producción de los pozos
designados.
3. Establecer las principales ventajas al utilizar el Software OFM en pozos de
crudo y su beneficio.
4. Analíticamente estimar la tasa de declinación de producción de los pozos
de crudo seleccionados.
8
2. MARCO TEÓRICO
2.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO DRAGO
2.1.1. ANTECEDENTES
Petroproducción (ahora Petroamazonas EP) en los años 2002 y 2003 registró
información sísmica 3D en el área Shushufindi – Aguarico, una de las más
importantes del Oriente Ecuatoriano tanto por su producción de petróleo
liviano como por las reservas que contiene. La información registrada ha sido
procesada con migración de pre apilamiento en tiempo e interpretada,
teniendo como resultado entre otros el prospecto Drago.
Con la perforación del pozo exploratorio Drago Norte 1 por parte de
Petroamazonas EP, y los estudios de evaluación realizados, se determinó la
existencia de un nuevo campo petrolero con reservas iniciales aproximadas
de nueve millones de barriles de un crudo de entre 26 y 29 grados API,
cantidad que ha aumentado en la medida en que se han probado nuevos
pozos exploratorios perforados en la misma zona productora, es así que
actualmente el Campo Drago Este cuenta con una reserva de 9`628.140
barriles y el Campo Drago Norte 25`752.511 barriles.
Un detalle importante en procura de la preservación del medio ambiente, es
que la plataforma desde la que se perforó el pozo exploratorio Arazá 01, sirvió
de base para la perforación de todos los pozos exploratorios, minimizando
entonces el impacto que sobre los entornos naturales, genera la actividad de
perforación que lleva adelante Petroamazonas EP.
9
2.2. UBICACIÓN
El Campo Drago se encuentra ubicado en el eje de la cuenca Oriente, forma
parte del corredor Sacha-Shushufindi, en superficie se localiza en la provincia
de Sucumbíos a 240 Km al este de la ciudad de Quito.
Está ubicado entre Jivino verde y Shushufindi a 15 Km. de la estación
Shushufindi Central. La estructura del Campo Drago inicia en la Caliza A,
donde el alto estructural del campo Drago forma parte de la estructura Vista,
la cual presenta un anticlinal alargado con una dirección preferencial norte sur.
Figura 2.1 Ubicación geográfica del campo Drago Norte
(EPN-Ingeniería de Petróleos, Informe Área Shushufindi, 2015)
10
Figura 2.2 Mapa de ubicación del campo Drago Norte
(EPN-Ingeniería de Petróleos, Informe Área Shushufindi, 2015)
2.3. GEOLOGÍA DEL CAMPO DRAGO
Su estructura geológica fue definida con la sísmica 2D y actualmente se la ha
detallado con sísmica 3D obtenida en los años 2002 – 2003.
Al tope de la Caliza A, el alto estructural Drago forma parte de la Estructura
Vista, la cual se presenta como un anticlinal alargado con una dirección
preferencial norte sur, localizado al oeste de la gran estructura Shushufindi.
Es necesario indicar que dentro de la Estructura Vista, se localizó un cuerpo
ígneo identificado en el pozo Vista 1; verticalmente, ocupa un espacio
11
apreciable desde la superficie de discordancia Pre-cretácica hasta parte del
ciclo depositacional U; mientras que arealmente está distribuido en la parte
alta de la estructura Vista.
Este cuerpo Ígneo de condiciones físico químicas distintas a los estratos
sedimentarios que lo rodean en el momento de su intrusión y depositación
altera las propiedades petrofísicas de los estratos en contacto formando una
zona impermeable, dando lugar al entrampamiento hidrocarburífero en el alto
estructural Drago.
2.4. ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO
Es una parte de la Geología que estudia los estratos que se encuentran
constituidos por cuerpos rocosos, en ellos se reconocen formas, propiedades
geofísicas y geoquímicas, composiciones litológicas, relaciones de edad,
contenido fosilífero y sucesiones originarias.
En general, la producción de hidrocarburos en la Cuenca Oriente del Ecuador
se obtiene del Cretácico Inferior a Medio: las formaciones Hollín y Napo
(areniscas T, U y M-1).
2.5. FORMACIONES PRODUCTORAS
2.5.1. ARENISCA U SUPERIOR
El cierre estructural a nivel de este reservorio está ubicado en 8 595 pies de
profundidad, representa un pequeño anticlinal orientado noroeste sureste con
dos altos estructurales localizados en los extremos de esta estructura, uno de
ellos confirmado en el pozo Drago 1. Sus dimensiones son de 3.2 km. de largo
y 1km de ancho aproximadamente.
12
Figura 2.3 Mapa estructural al tope U Superior
(EPN-Ingeniería de Petróleos, Área Shushufindi, 2015)
2.5.2. ARENISCA U INFERIOR
El cierre estructural a nivel del reservorio U inferior está ubicado en la
profundidad de 8 700 pies hacia la parte sur, este y oeste de la estructura, en
la parte norte cierra con la zona influenciada por el cuerpo ígneo identificado
en el pozo Vista 1, esta zona no considerada como roca reservorio actúa como
una barrera impermeable, permitiendo un entrampamiento de hidrocarburos
en la estructura Drago, representada como un anticlinal orientado noroeste
sureste de aproximadamente 4.5 km de largo y 1.9 km de ancho.
13
Figura 2.4 Mapa estructural al tope U Inferior
(EPN-Ingeniería de Petróleos, Área Shushufindi, 2015)
2.5.3. ARENISCA T SUPERIOR
Para el reservorio T superior, el cierre estructural es muy parecido al
reservorio anterior, ubicado en la profundidad de 8 860 pies para la parte sur,
este y oeste de la estructura y en la parte norte cierra con la zona influenciada
por el cuerpo ígneo, esta zona no es considerada como roca reservorio actúa
como una barrera impermeable, permitiendo un entrampamiento de
hidrocarburos en la estructura Drago de características estructurales iguales
que el reservorio anterior, cuyo tamaño aproximado es 4.4 km. de largo y 2.1
km. de ancho.
14
Figura 2.5 Mapa estructural al tope de T superior
(EPN-Ingeniería de Petróleos, Área Shushufindi, 2015)
2.5.4. ARENISCA T INFERIOR
El cierre estructural está ubicado en 8 880 pies de profundidad, al igual que el
anterior reservorio, cierra con la zona impermeable influenciada por el cuerpo
ígneo. Este anticlinal tiene 3.7 km. de largo y 1.3 km. de ancho.
15
Figura 2.6 Mapa estructural al tope de T inferior
(EPN-Ingeniería de Petróleos, Área Shushufindi, 2015)
Las zonas arenosas U y T que contienen los reservorios principales, se
encuentran intercaladas por estratos lutíticos que separan los cuerpos
arenosos caracterizados como roca reservorio con buenos parámetros
petrofísicos.
Con los resultados de las pruebas de producción se ha limitado los niveles
productivos de hidrocarburos de cada uno de los reservorios, resumidos en la
tabla 2.1.
16
Tabla 2. 1 Niveles productivos de los reservorios “U” y “T”
Reservorios Límite Productivo
U Superior 8 586
U Inferior 8 695
T Superior 8 845
T Inferior 8 877
(EPN-Ingeniería de Petróleos, Área Shushufindi, 2015)
2.6. PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL YACIMIENTO
2.6.1. PROPIEDADES DE LA ROCA
Porosidad (Ø)
Saturación de fluidos (Sf)
Permeabilidad (k)
Movilidad (λ)
Mojabilidad
Presión capilar
Tensión interfacial (σ)
En la tabla 2.2 se muestra las propiedades petrofísicas de los niveles
productivos de hidrocarburos de cada uno de los reservorios del Campo Drago
Norte.
17
Tabla 2. 2 Propiedades petrofísicas promedio del Campo Drago Norte
Arena Profundidad referencia(ft) k(mD) Ø (%) So (%) Sw (%)
Napo “Ui” 8592 225 16.0 83.9 16.1
Napo “Ti” 8813 44 12.6 82.2 17.8
Hollin Sup. 8958 38 15.0 40 60
(EPN-Ingeniería de Petróleos, Área Shushufindi, 2015)
2.7. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO
2.7.1. PROPIEDADES PVT
Consiste en determinar en laboratorio una serie de propiedades físicas de un
fluido en el yacimiento (petróleo, agua o gas) que relacionan presión, volumen
y temperatura.
Entre las propiedades de los fluidos, tenemos:
Gravedad Específica del Petróleo (Ɣo).
Densidad del petróleo (ρo).
Factor de Compresibilidad (Z).
Factor Volumétrico de Formación del Petróleo (βo).
Factor Volumétrico de Formación Total o Bifásico (βt).
Compresibilidad del Petróleo (Co).
°API
Relación Gas-Petróleo (Rs).
Relación Gas-Petróleo de Producción (Rp).
En la tabla 2.3 se muestra las propiedades de los fluidos en los niveles
productivos de hidrocarburos de cada uno de los reservorios del Campo Drago
Norte.
18
Tabla 2. 3 Propiedades de los fluidos promedio del Campo Drago Norte
Parámetros Unidades Napo “U” Napo “T” Hollín Sup.
Presión de saturación psi 420 950 93
GOR (PC/bls) 134 275 8
Temperatura de fondo °F 220 225 230
βoi (BY/BN) 1.125 1.220 1.111
βob (BY/BN) 1.1429 1.2476 1.084
Densidad gr/cm3 0.6128 0.75192 -----
Gravedad API 25.9 31.1 27.1
Coi (×10-6Psi-1) 7.85 8.5 5.63
µoi cP ----- 0.9372 3.88
µob cP ----- 0.8512 2.97
(EP Petroecuador, Área Shushufindi, 2013)
2.8. CONSEPTOS GENERALES
2.8.1. TIPOS DE DATOS
A lo largo de la vida del yacimiento, desde la exploración hasta su abandono,
son recolectados una gran cantidad de datos en diversas áreas de trabajo de
la industria hidrocarburífera. Cada dato es adquirido y analizado por el
profesional responsable según el área. Esto enfatiza la idea que la diversidad
de profesionales necesita trabajar en un grupo integrado para implementar y
desarrollar un eficiente programa de manejo de datos.
2.8.2. VALIDACIÓN DE DATOS
En la industria hidrocarburífera los datos de campo están sujetos a muchos
errores, debido a esto, los datos recolectados deben ser cuidadosamente
revisados para corroborar su exactitud y consistencia.
19
Para su validez, los análisis de corazones y registros deben ser
correlacionados, así podemos identificar con certeza las diferentes facies
geológicas. Los datos de registros deben ser cuidadosamente calibrados
usando datos de corazones para porosidad y distribuciones de saturación,
determinar la zona de arenas y la zonificación geológica del yacimiento. Las
propiedades de los fluidos pueden ser validadas utilizando las ecuaciones de
estado y las correlaciones empíricas.
2.8.3. ALMACENAMIENTO Y RECUPERACIÓN DE DATOS
Los datos tomados de varias fuentes deben ser almacenados en una base de
datos asequible por cualquier usuario que forme parte del proyecto. Cada vez
que se obtenga un nuevo dato, éste debe ser almacenado dentro de la base
de datos con el fin de que ésta permanezca actualizada. Los datos
almacenados son usados para cumplir cualquier propósito en el manejo del
yacimiento incluyendo el monitoreo y la evaluación de su comportamiento.
2.8.4. BASE DE DATOS
En la industria petrolera y más específicamente en el área de producción se
tiene la información representada en datos de medida de producción diaria,
mensual o anual de crudo, gas y agua, de igual forma las medidas del nivel
de fluido en el espacio anular, el estado de la bomba o la sarta de varillas
representada en información de los diagramas, entre otros.
Al hablar de bases de datos, relacionamos inmediatamente con un software o
un producto comercial que resolverá todos los problemas de información, por
lo tanto es importante resaltar que las bases de datos son un sistema que
involucra no sólo un software, sino también los datos y los usuarios.
Las bases de datos son ante todo una disciplina para organizar los datos que
busca darle mayor eficiencia y fluidez a la información.
20
Existen cuatro componentes básicos de una base de datos:
Datos.
Hardware.
Software.
Usuarios.
2.9. EL SOFTWARE OILFIELD MANAGER (OFM)
OFM es un software administrador de bases de datos que permite a ingenieros
y geólogos monitorear, supervisar y analizar datos de yacimiento y de pozo;
constituyéndose en una de las mejores herramientas del mercado para la
supervisión de la producción. Contiene un conjunto de módulos integrados
que facilitan el manejo eficiente de los campos de petróleo y gas en sus etapas
de exploración y producción. Ofrece la flexibilidad de integrar los datos de
producción y de yacimiento. Permite hacer predicciones de producción más
exactas en menor tiempo con técnicas mejoradas de ingeniería.
Utilizando OFM 2014, se puede construir gráficos y reportes, predecir futura
producción, y crear mapas en dos pasos básicos:
Identificar el pozo o grupos de pozos.
Abrir una apropiada herramienta de análisis.
Todo esto para poder tomar decisiones oportunas y eficientes en un menor
tiempo.
OFM incluye herramientas como mapas base, reportes, gráficas, mapas y
análisis de curvas de declinación, entre otros, que permiten enfocar los
proyectos en el mejoramiento de la producción. Además, de permitir la adición
de nuevos pozos a proyectos en curso.
21
El análisis de curvas de declinación es una técnica efectiva para pozos con
suficiente historia de producción. Para pozos con poca o ninguna historia,
pozos produciendo en régimen transitorio y para pozos horizontales o
fracturados OFM utiliza técnicas de predicción analítica para generar modelos
de pozos y fluidos basados en las reservas estimadas. Además OFM calcula
el factor de compresibilidad (z) y otros parámetros del fluido y de roca a partir
de las propiedades del yacimiento y cálculos PVT, para campos de gas.
2.9.1. BENEFICIOS DEL SOFTWARE OFM
Los beneficios que ofrece OFM se describen a continuación:
Un manejo eficiente de campos de gas y aceite a lo largo de la
exploración y producción.
Toma de decisiones apropiadas basado en datos de producción
actualizados.
Detección temprana de problemas de pozo.
Predicción de producción más precisa, con poca o ninguna historia de
producción, mediante el uso de datos analíticos.
Mejores resultados de predicción en el análisis P/Z para las reservas
de gas en un yacimiento con producción múltiple.
La aplicación OilField Manager (OFM) permite contar con flujos de trabajo
específicos para evaluar eficientemente y monitorear la explotación de los
pozos de petróleo y gas de manera oportuna.
La solución se enfoca en el análisis estadístico de pozos y yacimientos,
permitiendo a los usuarios manejar gran cantidad de información y mejorar el
rendimiento a lo largo de todo el ciclo de vida de los activos. La interface
permite acceder, visualizar y analizar los datos de pozo, producción y
yacimientos de forma sencilla, teniendo una conexión directa a la base de
datos donde está alojada toda esta información, y facilitando un espacio de
22
trabajo compartido con acceso simultáneo de múltiples usuarios a la misma
base de datos.
El software OFM brinda las siguientes funcionalidades y operatividad:
a) Permite el ingreso de información a diferentes niveles de entidades como:
Wellbore, Completion, Layer y Pool:
OFM permite el ingreso de información a diferentes niveles de entidades.
Dentro del esquema de funcionamiento de OFM, es necesario primero definir
el nivel más particular al cual se almacenará información dentro de la base de
datos, esto bien puede ser Completación, Sub-Completación, Pozo o
entidades de mayor nivel tales como Reservorio, Batería, Estación, Línea de
Flujo, Campo, Lote, Contrato, etc.
En el momento en que se definen los niveles más particulares de información,
como completación o “Completion”, es posible definir cualquier grupo de
completamientos que integren niveles mayores como “Wellbore”, “Layer”,
“Pool”, etc.
b) Elaborar Filtros para el rápido manejo de información.
OFM permite elaborar filtros para el rápido manejo de información. Estos son
realizados para distintas categorías, permitiendo realizar búsquedas en
diferentes niveles. Dentro de los paneles básicos de funcionamiento, se
encuentra contenido el panel de filtrado o “Filter”, con el cual es posible definir
filtros por Categorías, Condiciones Específicas, Listados de Pozos, Filtros
Areales, etc. Lo anterior permite delimitar las áreas de estudio y optimizar el
funcionamiento de las opciones gráficas de la aplicación.
23
c) Elaborar “querys” para el rápido manejo de información.
OFM permite el uso de “querys” para la realización de consultas con diversos
cálculos de información específica. Es posible también definir este tipo de
condiciones para seleccionar los completamientos, pozos, campos, contratos,
y demás grupos de pozos que cumplan o no con criterios específicos definidos
por el usuario.
d) Permitir conectarse a diferentes fuentes de datos externas como: Bases de
datos Oracle, SQL server, Excel, Microsoft Access.
OFM permite conectarse directamente a la información almacenada en las
tablas de diversas fuentes de información, tales como Ms Access, Ms Excel,
SQL Server, ORACLE y Conexiones de tipo ODBC en general. Es muy
importante mencionar que para garantizar el funcionamiento de las
conexiones a diversas bases de datos a excepción de Ms Access, es
necesario instalar la aplicación “Cliente” de la base de datos en la máquina en
la cual se ejecutará el proyecto (Ms Access, Oracle Client, SQL Server
Management Studio, etc.).
e) Realizar Procesos de Exportación e importación de Información.
OFM permite realizar procesos de exportación e importación de información,
bien sea propia de la base de datos o producto de cálculos específicos
realizados por el usuario. Esto puede realizarse desde y hacia archivos de
texto plano, tablas de Microsoft Access y sobre todo tablas de Microsoft Excel.
f) Permitir la generación de Gráficos y Reportes:
Una gráfica es la representación de información cargada en el proyecto,
típicamente en función del tiempo. Esta es la herramienta más comúnmente
usada para monitorear la historia de producción o inyección de un campo
24
petrolero. Este módulo le permite al ingeniero modificar varios componentes
de las gráficas como el estilo y color de línea, fuentes, desplegar eventos,
encabezados, ejes y unidades.
Para el despliegue de curvas OFM permite:
Un número ilimitado de ventanas, cada una de estas con un máximo de seis
gráficos.
Cada gráfico puede contener hasta seis ejes Y.
Posibilidad de guardar los gráficos como archivo.
Además OFM permite el despliegue de varias curvas y gráficas para la
comparación y análisis de información.
El Reporte de datos también puede ser actualizado este permite el despliegue
de información en formato de filas y columnas. La información puede ser
desplegada a nivel de entidad, grupos o una entidad dentro de un grupo, es
decir, a nivel de pozo, campo, yacimiento, etc. Reportes dependientes de la
profundidad o del tiempo pueden ser desplegados, con especiales
aplicaciones para el despliegue de Registros y Forecast.
Los reportes despliegan variables calculadas o data cargada en la base de
datos del proyecto, además de esto se pueden generar cálculos internos
dentro del reporte.
Tres clases de reportes pueden ser creados en OFM:
Dependientes del tiempo
Datos del Proyecto
Reporte de registros eléctricos
Atributos del reporte pueden ser editados sin restricciones: Columnas,
Formatos, Títulos, Encabezados, Subtotales, etc.
25
g) Análisis de Curvas de Declinación.
La metodología propone el análisis de curvas de declinación en OFM, lo cual
ayuda a visualizar y a pronosticar el comportamiento de la producción para un
pozo o un conjunto de pozos. En este análisis, se pueden replicar múltiples
escenarios de producción en el tiempo y cuantificar los volúmenes y tasas de
producción en cada escenario.
Mediante el modelamiento de escenarios es posible replicar el efecto de
incrementos de producción causados por la aplicación de trabajos de
workover, cierres en la producción, incrementos en la inyección entre otros.
h) Generar Mapas de Contorno, Burbujas, Pie
OFM permite generar mapas tales como Mapas de Grilla, Mapas de Contorno,
Mapas de Superficie, Mapas de Burbujas y Mapas de Burbuja-Pie. Estos
permitirán a la institución identificar gráficamente parámetros de interés en los
pozos.
OFM permite crear animaciones en formato “.avi” de los mapas de burbuja,
mapas de grillas, y gráficas de dispersión, para facilitar la visualización y
presentación de estos fuera de la interfaz gráfica de la herramienta.
i) Incorporación de Overlays.
OFM permitirá crear overlays en el mapa base con los contornos de mapas
isópacos y referencias geográficas mediante el uso de anotaciones –
“Annotations”. Adicionalmente, es posible realizar overlays de mapas de
burbujas sobre mapas de grillas.
26
j) Incorporación de Información de Registros Eléctricos
OFM permite incorporar Información de Registros Eléctricos, bien sea de un
solo pozo o múltiples pozos en simultáneo.
k) Visualización de Cross Sections
OFM permite visualizar Secciones de Pozo (Cross Sections). Así entonces,
los proyectos de OFM que trabaje podrán considerar control de cambios en lo
estructural respecto de un análisis petrofísico y/o provenientes de estudios de
esta índole de los operadores, si bien no en lo interpretativo si en la
visualización rápida de los mismos.
l) Filtros de distintas categorías que permitan búsquedas en diferentes niveles
La interfaz “Filter”, la cual es uno de los paneles básicos de funcionamiento
en OFM, permite al usuario definir múltiples criterios de selección de pozos,
tales como: Categorías, Filtros por Tablas, Queries, Listados Pre-Definidos,
etc.
m) Visualización geo-referenciada de los pozos GIS (Geographic Information
System)
La implementación del módulo GIS dentro de OFM, permite la ubicación de
los pozos en el espacio y la superposición de mapas conteniendo información
proveniente de Internet actualizada en tiempo Real.
n) Visualización de secciones de pozos y marcadores geológicos
Definiendo información de lito-intervalos dentro de OFM, es posible visualizar
secciones de pozo, acompañadas de su diagrama de pozo y correlacionarlos
con pozos vecinos.
27
o) Diagrama de completación de pozo
Utilizando el módulo “Wellbore Diagram”, el usuario accede a una gran
variedad de opciones gráficas para la definición del estado mecánico del pozo.
Es importante resaltar que es posible guardar los diferentes diseños de pozo
que se han tenido en función del tiempo, de manera que se facilita el
entendimiento delas labores que sobre él se han realizado.
p) Librería de Variables
OFM cuenta con una librería de variables estándares reconocidas por la
Industria de hidrocarburos. Las variables del proyecto podrán ser mapeadas
a esta librería; facilitando a la comunicación y exportación de parámetros entre
distintos usuarios y proyectos.
q) Catálogo de Soluciones
OFM dispone de un catálogo de soluciones con plantillas de graficas de
análisis, reportes y mapas usados comúnmente en flujos de trabajo de la
Industria de petróleo y gas.
r) Links a Aplicaciones Externas
OFM es capaz de incorporar links a documentos externos como archivos de
MS Word o PDF, para tenerlos como referencia dentro del proyecto. Esta
característica permite integrar diversas referencias bibliográficas, técnicas y
colaborativas y que en adelante forman parte de cada espacio de trabajo en
los proyectos generados.
Osinergmin, Informe técnico, (2015)
28
2.10. MÓDULOS UTILIZADOS EN EL ESTUDIO
2.10.1. MAPA BASE
El mapa base es la primera ventana de cada proyecto. Esta ventana permite
el acceso a todos los componentes principales de OFM, y muestra cada uno
de los pozos asociados a un yacimiento. Permite visualizar las desviaciones
de los pozos siguiendo la trayectoria de su perforación en coordenadas XY,
así como seleccionar los pozos de interés. Es posible ajustar el tamaño del
mapa, ampliar la vista, y visualizar los nombres de los pozos.
2.10.2. MÓDULO DE FILTRO O SELECCIÓN: FILTER
Filter, es la simple selección de los pozos asociados a cada yacimiento, que
serán mostrados en el mapa base. Después de filtrar los pozos, los datos
pertenecientes a ellos son cargados en la memoria de OFM, e
inmediatamente mostrados en el mapa. Esta opción puede encontrarse dentro
del Menú View (Ver) / Panes (Paneles), y puede ser ubicado de lado derecho
o izquierdo de la pantalla según la preferencia del usuario, a través de la
opción Layout.
2.10.3. MÓDULO DE GRÁFICOS: PLOT
La herramienta permite realizar gráficos de variables requeridas por el
usuario, correspondientes a un pozo o un conjunto de pozos. Este módulo se
encuentra en el Menú Analysis (Análisis), y se presenta sobre una plantilla
que sirve de base para todos los yacimientos o pozos en estudio. Con la ayuda
de las facilidades que ofrece el Panel Properties (Propiedades), la ventana de
gráficos le permite al usuario personalizar la presentación de los componentes
del mismo, tales como las fuentes, las curvas, las leyendas y la escala de los
ejes.
29
Con esta opción, es posible utilizar un máximo de 6 ejes en el eje Y, de manera
que se realizaron gráficos de la tasa de producción en el eje principal y el
número de pozos en el eje secundario, en función del tiempo en coordenadas
semilogarítmicas; los cuales permitieron seleccionar los posibles períodos de
declinación.
2.10.4. MÓDULO DE ANÁLISIS DE CURVAS DE DECLINACIÓN:
FORECAST
El programa OFM suministra la herramienta de análisis de curvas de
declinación que permite analizar, predecir y planificar el rendimiento de un
yacimiento. Esta tarea se realiza, por lo general, sobre los datos obtenidos en
una completación; sin embargo, se puede efectuar una predicción de
declinación de grupos de pozos o categorías de filtrado, de la forma más
conveniente al usuario. 97
Este módulo pertenece al Menú Analysis (Análisis) y posee cuatro técnicas de
análisis: Método Empírico, Curvas Tipo de Fetkovich, Método de Locke y
Sawyer, y la Solución Analítica de la etapa transitoria. OFM permite al usuario
escoger la técnica a utilizar para el análisis de declinación; e incluso, escoger
el tipo de declinación (exponencial, hiperbólica, armónica) a estudiar, el
período donde se va a realizar dicha declinación, límite económico o años de
predicción. La predicción de la declinación es el resultado de la aplicación de
técnicas de ajuste de curvas teóricas a los datos de producción. Para este
estudio se usó el Método Empírico y Curvas Tipo de Fetkovich.
Para la determinación del tipo y de la tasa de declinación de los yacimientos
del área en estudio, se empleó en especial este módulo, mediante el Menú
Analysis, el cual proporciona acceso a la ventana Forecast, que muestra el
gráfico correspondiente al análisis de declinación y los parámetros de
declinación (b y D) ajustados.
30
Automáticamente, la herramienta OFM genera una tendencia predictiva del
comportamiento de producción de los yacimientos analizados a través de una
recta de color rojo. Además, estas predicciones no afectan ni el tipo ni el factor
de declinación ajustado a los datos reales de producción, por medio de OFM.
Para realizar el análisis del exponente de declinación, se utilizó el panel
Properties, ubicado en el Menú View / Panes, con el cual se seleccionaron:
La fase (Phase), es decir, el tipo de fluido con que se va a trabajar:
agua, petróleo o gas, en este caso es petróleo y agua ya que fueron
estudiados yacimientos de petróleo.
El tipo de técnica a emplear, solución empírica y las curvas tipo de
Fetkovich.
Las variables en función de las cuales se realizó el análisis, tasa –
tiempo
El tipo de tasa de declinación: Mensual, anual, nominal o efectiva.
El tipo de ajuste de los datos de producción. En esta opción se
seleccionó el mejor ajuste; sin embargo, pueden seleccionarse
cualquiera de los tipos conocidos.
El tipo de escala: Semilogarítmica.
Al presionar el botón derecho del ratón sobre el gráfico, la aplicación muestra
un cuadro de diálogo que permite ingresar a la Ventana Scenario (Escenario)
y a la Ventana Limits (Límites).
La Ventana Scenario, permite escoger, también, la fase y el tipo de solución
a emplear, y las variables que serán empleadas en el análisis. Para fines de
este trabajo, fueron seleccionadas las variables Fecha, Producción
Acumulada y Producción Mensual.
En la Ventana Limits / Range, se coloca los límites mediante un rango de
fecha, que corresponde al período seleccionado para cada yacimiento,
restringiendo así el período en el cual se realiza el estudio de declinación.
31
2.10.5. MÓDULO DE REPORTE: REPORT
Este es uno de los módulos de OFM de mayor utilidad, y también puede ser
utilizado mediante el Menú Análisis (Análisis), Report permite crear reportes
con las variables requeridas por el usuario, además de personalizar la
apariencia, agregar ecuaciones y agrupar datos.
2.11. DECLINACIÓN DE PRODUCIÓN
Cuando un yacimiento ha estado produciendo durante un tiempo
considerable, llegará a un punto donde la producción que ofrezca dicho
yacimiento empezará a disminuir, de esa manera el yacimiento entrará en su
etapa de declinación.
Las Curvas de Declinación son un modelo de estimación de perfiles de
producción que utiliza datos de los historiales de producción de un campo o
yacimiento para predecir su comportamiento futuro mediante un modelo
gráfico y/o analítico. Un punto importante de utilizar las Curvas de Declinación
es que todos los factores que influyeron en la curva conservan su eficacia
durante la vida productiva del campo o yacimiento. En cuanto a la estimación
de perfiles de producción utilizando propiedades e información del yacimiento,
las Curvas de Declinación son el modelo más sencillo que existe en la práctica
profesional y puede llegar a ser de gran precisión.
En 1945, Arps crea los fundamentos del análisis de Curvas de Declinación
proponiendo unas curvas matemáticas empíricas. La ecuación de declinación
empírica de Arps representa la relación del gasto de aceite con el tiempo.
𝑞(𝑡) =𝑞𝑖
(1 + 𝑏𝐷𝑖𝑡)1
𝑏⁄
Ecuación [2.1]
Donde q es el gasto de aceite o gas, para el tiempo de producción t, qi es el
gasto de inicial y b y Di son constantes, siendo Di la declinación de yacimiento.
32
La ecuación anterior puede ser reducida en dos casos especiales: Cuando
b=1 y cuando b=0. En el caso de b=0 representa la declinación exponencial y
b=1 representa la declinación armónica. Para el caso en que 0<b<1 la
ecuación anterior es definida como declinación hiperbólica.
La figura 2.7 nos muestra los tipos de curvas de declinación según el valor
del parámetro “b”.
Figura 2.7 Tipos de Curvas de Declinación
(Cuba César, Análisis de los modelos de estimación de producción, 2012)
El uso de curvas de declinación de producción se puede considerar como uno
de los métodos más sencillos y cuyos resultados son confiables ya que están
basados sobre el comportamiento real de los pozos y del yacimiento. El
método está basado en la extrapolación del comportamiento de las curvas de
producción de los pozos o de un yacimiento total.
Las variables que normalmente se extrapolan son:
33
Tasa de producción de petróleo
Presión
Fracción de agua en la producción de fluidos
Con este método se puede tener un análisis más amplio en las zonas
productoras, para evaluar cada pozo en forma individual, conocer del
comportamiento actual del campo y prolongar la vida productiva del activo.
2.11.1. TIPOS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN
2.11.1.1. De acuerdo con la naturaleza de la declinación
2.11.1.1.1. Declinación Energética:
Es la declinación de la tasa de producción debido al agotamiento de la energía
del yacimiento (caída de presión) o disminución de la permeabilidad relativa y
saturación de hidrocarburos alrededor de los pozos.
2.11.1.1.2. Declinación Mecánica:
Está asociada a la disminución de la efectividad de los métodos de producción
y problemas como arenamiento, producción excesiva de asfáltenos, deterioro
de la tubería de producción, problemas con las válvulas de levantamiento
artificial, averías en las bombas de subsuelo o alguna otra falla de índole
mecánico que contribuya a la disminución de producción.
2.11.1.1.3. Declinación Total:
Es la suma de la declinación energética más la declinación mecánica.
34
2.11.2. TIPOS DE CURVAS DE DECLINACIÓN
Son métodos para estimar reservas y regímenes de producción futuros, están
basados en la suposición de que los pozos permanecerán sin la influencia de
controles artificiales; que se les permite constantemente mantener la
producción máxima de que son capaces, y de que siempre producen bajo las
mismas condiciones de operación.
La base para calcular la Declinación del Gasto de Producción es un conjunto
de curvas características, definidas como “curvas tipo”, las cuales fueron
desarrolladas por Fetkovich (1980).
Estas curvas son el resultado de investigaciones empíricas y desarrollos
matemáticos aplicados para soluciones rápidas en una gran variedad de
problemas relacionados con la declinación de la producción.
Los principales períodos de declinación de un pozo productor son:
1.- Declinación transitoria.
2.- Declinación en estado pseudoestacionario.
Así mismo, dentro de la declinación en estado pseudoestacionario se
encuentran otros tres tipos de declinación las cuales tomaremos de referencia
para nuestro estudio y estas son:
Declinación exponencial.
Declinación hiperbólica.
Declinación Armónica.
1. Declinación Exponencial (geométrica, semilog o de porcentaje constante):
Los cambios en la producción por unidad de tiempo son constantes.
35
2.Declinación Hiperbólica (log - log): La caída en la producción por unidad de
tiempo, expresada como una fracción del gasto de producción, es una fracción
elevada a una potencia entre cero y uno.
3. Declinación Armónica: Es un caso particular de la declinación hiperbólica,
donde la potencia de la fracción del gasto producido es la unidad.
En la figura 2.8 podemos observar la gráfica gasto Vs tiempo; donde el gasto
declina de la siguiente manera:
Figura 2.8 Gasto de Declinación
(Pérez Tomas, Curvas de declinación, 2008)
En donde la rapidez de declinación, D, es el cambio fraccional del gasto con
el tiempo, como lo muestra la siguiente expresión:
36
𝐷 = [−
𝑑𝑞𝑞
𝑑𝑡]
Ecuación [2.2]
𝐷 = [−
𝑑𝑞𝑑𝑡
𝑞]
Ecuación [2.3]
Dónde:
q = Tasa de producción, BFPD.
t = Tiempo de producción, días.
D = Constante de declinación exponencial, días-1.
Por lo tanto, el gasto de declinación en un tiempo en particular puede ser
determinado gráficamente calculando la pendiente de la curva de gasto contra
tiempo en el punto de interés y dividiendo la pendiente entre el gasto en ese
punto.
El gráfico de producción de aceite contra tiempo para un pozo, podría ser
extrapolado en el futuro para proporcionar una estimación de los gastos
futuros de producción. Conociendo los gastos futuros de producción es
posible determinar la producción futura total o reserva del yacimiento en
cuestión.
Cuando el gasto de producción se grafica contra el tiempo, se puede observar
que el gasto declina con el tiempo tal como se ilustra en la figura 2.9.
37
Figura 2.9 Gasto de producción Vs Tiempo
(Pérez Tomas, Curvas de declinación, 2008)
2.11.2.1. Declinación exponencial
La declinación exponencial es la más ampliamente empleada en la industria
petrolera por lo que la mayoría de pozos siguen en gasto de declinación
constante en gran parte de su vida productiva.
La producción varia de manera constante con respecto al tiempo, a partir de
esto se puede obtener la producción a lo largo de un periodo de tiempo y
realizar el perfil de producción de un pozo.
Este tipo de curvas se caracteriza por presentar una declinación constante,
por lo tanto, el inverso de la declinación (a) denominado tasa o relación de
pérdida, es constante y; su exponente de declinación (b), definido como la
primera derivada de las relaciones de pérdidas con respecto al tiempo es cero.
Cuando el logaritmo de gastos de producción es trazado contra tiempo lineal,
a menudo resulta una línea recta. Este fenómeno se refiere como Declinación
Exponencial, la cual se expresa:
38
𝑞𝑡 = 𝑞𝑖𝑒−𝑡
𝑎⁄
Ecuación [2.4]
La ecuación 2.4 representa el gasto de producción Vs tiempo.
Dónde:
qt= Producción a un determinado tiempo (BFPD)
qi= Producción Inicial, cuando empieza la declinación (BFPD)
t= Tiempo determinado de producción (años)
a= Constante positiva
Pero esta también se puede expresar como el gasto contra la producción
acumulada, así:
𝑁𝑝 = 𝑎(𝑞𝑖 − 𝑞) Ecuación [2.5]
Dónde:
Np= Producción acumulada (bls)
a= Constante positiva
qi= Producción Inicial, cuando empieza la declinación (BFPD)
q= Producción a un determinado tiempo (BFPD)
En función de la rapidez de declinación, D=1/a, las expresiones anteriores
quedan:
𝑞𝑡 = 𝑞𝑖𝑒(−𝐷𝑡)
Ecuación [2.6]
Dónde:
qt= Producción a un determinado tiempo (BFPD)
qi= Producción Inicial, cuando empieza la declinación (BFPD)
D= Constante de declinación exponencial, días-1.
39
t= Tiempo determinado de producción (años)
𝑁𝑝 =1
𝐷(𝑞𝑖 − 𝑞)
Ecuación [2.7]
Dónde:
Np= Producción acumulada (bls)
D= Constante de declinación exponencial, días-1
qi= Producción Inicial, cuando empieza la declinación (BFPD)
q= Producción a un determinado tiempo (BFPD)
Al transformar la ecuación 2.12 de logaritmo natural a logaritmo base 10,
obtenemos:
𝑙𝑜𝑔(𝑞) = 𝑙𝑜𝑔(𝑞𝑖) −𝐷
2.3𝑡
Ecuación [2.8]
Que gráficamente queda representada como una línea recta de pendiente
(D/2.3) y ordenada al origen qi.
Al extrapolar esta línea hasta él L.E. puede conocerse la vida futura del pozo.
40
Figura 2.10 Logaritmo natural del gasto Vs tiempo
(Pérez Tomas, Curvas de declinación, 2008)
El Límite Económico (LE) se obtiene mediante una extrapolación de la curva
de declinación, debe llevarse hasta un punto en el que el valor de la
producción sea equivalente a los gastos de producción, el cual nos indica
hasta cuando es rentable la explotación del pozo en estudio. El valor de la
producción mínima que sufraga los costos de operación, mantenimiento de
equipo, personal empleado, etc., es conocido como Límite Económico.
El porcentaje de declinación se determina con la siguiente expresión:
%𝐷𝑒𝑐𝑙𝑖𝑛𝑎𝑐𝑖ó𝑛 =100
𝑁𝑝(𝑞𝑖 − 𝑞)
Ecuación [2.9]
El tiempo de vida útil del yacimiento se determina sustituyendo el valor del LE:
41
𝑡 =2.3
𝐷𝑖(𝑙𝑜𝑔𝐿𝐸 − 𝑙𝑜𝑔𝑞𝑖)
Ecuación [2.10]
2.11.2.2. Declinación hiperbólica
La declinación hiperbólica o Log-Log fue desarrollada por J.J Arps bajo la
premisa de que es lo que ocurre más frecuente. En este caso ambas tipos de
relaciones, la tasa y el recobro acumulado, no son lineales. Un método fácil
de reconocer es aforando por la relación de perdida “a”. Si la relación
incrementa uniforme indica que la producción puede obedecer a una
declinación hiperbólica. Si esta relación permanece constante la declinación
es exponencial.
Este tipo de declinación ocurre generalmente después que el drenaje por
gravedad se ha convertido en el mecanismo de desplazamiento predominante
y, usualmente, tiene lugar durante los niveles tardíos de agotamientos. La
declinación puede cambiar a exponencial nuevamente en las etapas tardías
La declinación hiperbólica no es constante y cambia en función a la tasa de
producción, por lo tanto será mayor su ritmo de declinación. Se lo expresa en
la siguiente ecuación:
−𝑏 =
𝑞
(𝑑𝑞𝑑𝑡
)
𝑑𝑡
Ecuación [2.11]
Donde b representa la constante de declinación o ritmo de declinación
(constante positiva) 0<b<1.
Por otra parte, tanto las ecuación para la declinación exponencial como para
la hiperbólica nos permiten realizar una extrapolación matemática de datos,
difiriendo una respecto de la otra en lo que corresponde al valor de b, ya que
para la declinación exponencial b= 0, mientras que para la declinación
42
hiperbólica, el valor de b oscila entre 0.25 y 0.6, sin llegar a exceder este
último valor.
Al integrar en dos ocasiones la ecuación anterior tenemos:
𝑞 = 𝑞𝑖(1 + 𝐷𝑖𝑏𝑡)−1
𝑏⁄ Ecuación [2.12]
Dónde:
Di es la rapidez de declinación cuando el gasto qi prevalece, y t es el tiempo
que tarda en declinar el gasto de qi a q.
q = Producción a un periodo de tiempo (BFPD)
qi = Producción Inicial (BFPD)
Di= Declinación Hiperbólica
b= Factor de la tasa de Producción (0<n<1)
t= Tiempo de Producción (Años o meses)
Esta ecuación, se ajusta a la ecuación de una línea recta en papel log-log
cuando cambia horizontalmente sobre la distancia (1/Di b), donde 1/b es la
pendiente de la recta.
Para determinar la ecuación de gasto-producción acumulada se debe integrar
respecto al tiempo la ecuación anterior por lo que nos queda:
𝑁𝑝 =𝑞𝑖
𝑏
𝐷𝑖(1 − 𝑏)[𝑞𝑖
(1−𝑏) − 𝑞(1−𝑏)]
Ecuación [2.13]
43
El porcentaje de declinación mensual se obtiene mediante:
𝑑𝑞
𝑑𝑡=
𝑞𝑖𝐷𝑖
(1 + 𝐷𝑖𝑏𝑡)(1𝑏
)+1
Ecuación [2.14]
Por lo que finalmente se expresa como:
%𝐷𝑒𝑐𝑙𝑖𝑛𝑎𝑐𝑖ó𝑛 =100𝐷𝑖
(1 − 𝐷𝑖𝑏𝑡)
Ecuación [2.15]
Tiempo de vida útil para la declinación Hiperbólica:
𝑡 =1
𝐷𝑖𝑏[(
𝑞𝑖
𝐿𝐸)
𝑏
− 1]
Ecuación [2.16]
2.11.2.3. Declinación armónica
Es un caso particular de la declinación hiperbólica, cuando b = 1. La definición
matemática de este tipo de declinación es la misma que la declinación
hiperbólica. La ecuación de la tasa de producción permite predecir la tasa de
petróleo a un tiempo determinado; para esta declinación la ecuación se
obtiene a partir de la ecuación para la declinación hiperbólica, al asignarle el
valor de 1 al parámetro b.
Como consecuencia de lo anterior, la rapidez de declinación D es
inversamente proporcional al gasto q. Su expresión es la siguiente:
𝑞 =𝑞𝑖
(1 + 𝐷𝑖)
Ecuación [2.17]
44
𝑞 = 𝑞𝑖 − 𝐷𝑖𝑡𝑞 Ecuación [2.18]
La cual representa la ecuación de una línea recta de pendiente –D en función
de q y t.
Al integrar esta última ecuación obtenemos la expresión de gasto producido-
producción acumulada:
𝑁𝑝 =𝑞𝑖
𝐷(𝑙𝑜𝑔𝑞𝑖 − 𝑙𝑜𝑔𝑞)
Ecuación [2.19]
La ecuación anterior puede ser representada por una línea recta en papel
semilogarítmico, graficando gasto producido en la escala logarítmica.
El porcentaje de declinación mensual se define bajo la siguiente expresión:
𝑑𝑞
𝑑𝑡= −
𝑞𝑖𝐷𝑖
(1 + 𝐷𝑖𝑡)2
Ecuación [2.20]
Por lo que la expresión final nos queda:
%𝐷𝑒𝑐𝑙𝑖𝑛𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = −100𝐷𝑖
(1 − 𝐷𝑖𝑡)
Ecuación [2.21]
El tiempo de vida útil para declinación armónica se expresa así:
𝑡 =1
𝐷𝑖[(
𝑞𝑖
𝐿𝐸) − 1]
Ecuación [2.22]
45
2.11.3. DETERMINACIÓN DEL TIPO DE DECLINACIÓN
En esta etapa para establecer el tipo de declinación de cada yacimiento se
utilizó la aplicación OilField Manager (OFM) 2014.
Para el trabajo con OFM primeramente se tomó la producción validada de
cada yacimiento seleccionado, se cargó en la base de datos del mismo,
creando así un proyecto, luego se localizó en éste los yacimientos a estudiar
para aplicarles la opción de análisis de declinación (Forecast), posteriormente
se seleccionó el período a estudiar y se programa para que se ajuste al
comportamiento de producción, luego se observa el valor del exponente de
declinación, el cual de acuerdo a éste se expresa el tipo de declinación, estos
son: b=0 Exponencial; b=1 Armónica; 1<b>0 Hiperbólica.
47
3. METODOLOGÍA
3.1. SELECCIÓN DE YACIMIENTOS
En esta etapa de la investigación se procedió a elaborar una base de datos
que incluyera toda la información de producción referente a los yacimientos
del Campo Drago Norte, para ello se llevó a cabo la utilización del software
CITRIX de la empresa Petroamazonas EP que nos permite visualizar de
manera rápida los datos históricos de producción diaria de los campos en los
cuales opera dicha empresa.
Para la realización de este proyecto se generó una base de datos con la
producción diaria de los yacimientos seleccionados del campo; tomando como
referencia la producción diaria desde Mayo de 2015 hasta Junio de 2016.
3.2. METODOLOGÍA GENERAL PARA LA IMPLEMENATCIÓN
DEL SOFTWARE (OFM)
El procedimiento general para la correcta utilización del software OFM en el
control de la producción en cualquier campo petrolero, teniendo como base y
a disposición la correspondiente información actualizada y precisa, consiste
en:
1. Identificar o definir el objetivo del trabajo, o problema a solucionar.
2. Abrir el OFM.
3. Determinar la estructura que se le dará a la base de datos, básicamente en
cuanto se refiere al tipo de tablas y datos que se requieren crear o utilizar
(si ya existen).
48
4. Crear las tablas y cargar los datos pertenecientes a cada una de ellas. Una
vez realizado dicho procedimiento las tablas deben ser introducidas al
software y corroborar que éstas sean correctamente reconocidas, es decir,
determinar que los pozos y sus respectivos datos se encuentren dentro del
proyecto.
5. Observar que el mapa base del proyecto indique los pozos necesarios, y
realizar las modificaciones o caracterizaciones deseadas.
6. Adicionar o modificar los datos del proyecto, según la necesidad de la
creación de variables calculadas y campos calculados.
7. Aplicar las diversas técnicas de filtrado y agrupación de pozos si son
necesarias para cumplir con el objetivo o problema propuesto.
8. Crear los reportes necesarios para la presentación y análisis de los
resultados obtenidos.
9. Construir las gráficas necesarias para analizar el comportamiento, detectar
anomalías o fallas o para revisar trabajos realizados en los pozos.
3.3. PROCEDIMIENTO DE TRABAJO CON EL SOFTWARE
(OFM)
Para iniciar OFM, se hace doble clic sobre el icono que representa al programa
o en el menú que corresponde a OFM; y éste se ejecuta. Al ubicar la opción
File / New Workspace se pueden crear nuevos proyectos para los cuales se
deben cargar los datos correspondientes. Con la opción File / Open
Workspace se puede seleccionar el proyecto ya creado, con el cual se quiere
trabajar. Al dar clic sobre esta opción, aparecerá la pantalla que permite dicha
selección, Una vez seleccionado el proyecto, en este caso DRAGONORTE
aparecerá el Mapa Base.
49
Figura 3.1 Mapa Base del Campo Drago Norte
(Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, OFM 2014)
50
En el módulo Plot generamos las gráficas de producción Vs tiempo del historial
diario de producción petróleo-agua de los pozos seleccionados del campo
como se muestra en la siguiente figura:
Figura 3.2 Pantalla de Aplicación de la función Plot
(Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, OFM 2014)
51
En el módulo de Análisis de Curvas de Declinación Forecast, el programa
OFM suministra la herramienta de análisis de curvas de declinación que
permite analizar, predecir y planificar el rendimiento de un yacimiento como
se muestra en la siguiente figura:
Figura 3.3 Pantalla de Aplicación de la función Forecast
(Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, OFM 2014)
52
En el módulo de Reporte Report es uno de los módulos de OFM de mayor
utilidad, ya que este nos permite crear reportes con las variables requeridas
por el usuario como se muestra en la siguiente figura:
Figura 3.4 Pantalla de Aplicación de la función Report
(Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, OFM 2014)
53
Para iniciar el cálculo para determinar la declinación de los yacimientos
seleccionados el proceso es el siguiente:
Filtramos los datos de cada pozo por el yacimiento que analizamos.
Existen varias graficas pero para determinar la declinación de los pozos
seleccionados utilizamos el tipo de gráfica “Forecast”.
Damos click derecho en la gráfica y escogemos la opción “Scenario”.
Ajustamos la predicción en las siguientes tres ventanas, como es
“FlowModel” escogemos los datos para el análisis.
Para la opción “Flowmodel” se coloca las siguientes variables en cada
parámetro:
Phase/Analysis: Oil
Time: Date
Cum Oil: Oil.Cum
OilRate: Oil.CalDay
Solution: Empirical
54
Figura 3.5 Ventana Edit Scenario Forecast
(OilFiled Manager, 2014)
En la segunda ventana, “Forecast” ponemos la fecha de inicio para empezar
la predicción de la producción de cada pozo, estos pueden ser meses, años
y la tasa de abandono.
En la opción “Forecast” se debe elegir el tipo de declinación que el software
va a calcular, el tipo de reservas y los parámetros para la predicción.
Start Time (Tiempo de inicio de la predicción): Lasta Historical Day
StartRate (Tasa inicial de predicción): Previous
Reserve Type: None
55
End Time (Tiempo final de la predicción): 120 Months
Type Decline: Exponential
Rate: HistoricalRegression
Figura 3.6 Segunda Ventana Edit Scenario Forecast
(OilFiled Manager, 2014)
Al seleccionar y aceptar todas las variables anteriormente explicada se
obtiene un gráfico en formato semilog: la tasa diaria de crudo (OilCalDay) en
función del tiempo.
57
4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
4.1. DECLINACIÓN DEL CAMPO DRAGO 006-UI
La figura 4.1 nos muestra la producción de petróleo y agua en el periodo
2015-2016 del pozo DRAGO-006 que produce en la arena U inferior.
Figura 4. 1 Historial de producción 2015-2016
En esta parte del estudio podemos decir que la herramienta OFM es una de
las herramientas más fácil y sencilla usada para el estudio y análisis de
declinación de un pozo o yacimiento, permitió estimar el porcentaje y el
modelo de declinación al que mejor se ajustan los yacimientos, además
muestra a través de un gráfico el periodo de selección con el ajuste de la curva
calculada, como se observa en la Figura 4.2
58
Figura 4. 2 Estimación de la tasa de declinación a través de OFM
Los resultados obtenidos de la figura 4.2 nos ayudan a estimar la producción
futura del pozo para un tiempo de 10 años a partir de su estudio como se
muestra en la tabla 4.1
2015 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 2610
50
100
500
1000R
AT
E_O
IL
Date
2Rate-Time Decline Analysis
Working f orecast Parameters
Phase : Oil
Case Name : Case1
b : 0
Di : 0.0257645 M.n.
qi : 289
ti : 06/30/2016
te : 06/30/2026
Final Rate : 13.1327
Cum. Prod. : 0.289
Cum. Date : 06/30/2016
Reserv es : 325.902
Reserv es Date : 06/30/2026
EUR : 326.191
Forecast Ended By : Time
DB Forecast Date : Not Sav ed
Reserv e Ty pe : None
2Rate-Time Decline Analysis
59
Tabla 4. 1 Producción Futura del pozo DRRA-006UI
31/7/2016 281.52 31/3/2018 168.26 30/11/2019 100.49
31/8/2016 274.22 30/4/2018 164.04 31/12/2019 97.88
30/9/2016 267.35 31/5/2018 159.80 31/1/2020 95.35
31/10/2016 260.42 30/6/2018 155.79 29/2/2020 93.04
30/11/2016 253.89 31/7/2018 151.75 31/3/2020 90.63
31/12/2016 247.32 31/8/2018 147.82 30/4/2020 88.36
31/1/2017 240.91 30/9/2018 144.12 31/5/2020 86.07
28/2/2017 235.27 31/10/2018 140.38 30/6/2020 83.91
31/3/2017 229.18 30/11/2018 136.86 31/7/2020 81.74
30/4/2017 223.43 31/12/2018 133.32 31/8/2020 79.62
31/5/2017 217.64 31/1/2019 129.87 30/9/2020 77.62
30/6/2017 212.19 28/2/2019 126.82 31/10/2020 75.61
31/7/2017 206.69 31/3/2019 123.54 30/11/2020 73.72
31/8/2017 201.34 30/4/2019 120.44 31/12/2020 71.81
30/9/2017 196.29 31/5/2019 117.32 31/1/2021 69.95
31/10/2017 191.21 30/6/2019 114.38 28/2/2021 68.31
30/11/2017 186.41 31/7/2019 111.42 31/3/2021 66.54
31/12/2017 181.58 31/8/2019 108.53 30/4/2021 64.87
31/1/2018 176.88 30/9/2019 105.81 31/5/2021 63.19
28/2/2018 172.74 31/10/2019 103.07 30/6/2021 61.61
31/7/2021 60.01 31/3/2023 35.87 30/11/2024 21.40
31/8/2021 58.46 30/4/2023 34.97 31/12/2024 20.85
30/9/2021 56.99 31/5/2023 34.06 31/1/2025 20.31
31/10/2021 55.51 30/6/2023 33.21 28/2/2025 19.83
30/11/2021 54.12 31/7/2023 32.35 31/3/2025 19.32
31/12/2021 52.72 31/8/2023 31.51 30/4/2025 18.83
31/1/2022 51.36 30/9/2023 30.72 31/5/2025 18.35
28/2/2022 50.15 31/10/2023 29.93 30/6/2025 17.89
31/3/2022 48.85 30/11/2023 29.18 31/7/2025 17.42
30/4/2022 47.63 31/12/2023 28.42 31/8/2025 16.97
31/5/2022 46.40 31/1/2024 27.68 30/9/2025 16.55
30/6/2022 45.23 29/2/2024 27.01 31/10/2025 16.12
31/7/2022 44.06 31/3/2024 26.31 30/11/2025 15.71
31/8/2022 42.92 30/4/2024 25.65 31/12/2025 15.31
30/9/2022 41.84 31/5/2024 24.99 31/1/2026 14.91
31/10/2022 40.76 30/6/2024 24.36 28/2/2026 14.56
30/11/2022 39.74 31/7/2024 23.73 31/3/2026 14.18
31/12/2022 38.71 31/8/2024 23.12 30/4/2026 13.83
31/1/2023 37.71 30/9/2024 22.54 31/5/2026 13.47
28/2/2023 36.82 31/10/2024 21.95 30/6/2026 13.13
FechaProducción
Futura(BPPD)Fecha
Producción
Futura(BPPD)Fecha
Producción
Futura(BPPD)
FechaProducción
Futura(BPPD)Fecha
Producción
Futura(BPPD)Fecha
Producción
Futura(BPPD)
60
El exponente de declinación fue evaluado aplicando el análisis analítico
proporcionado por el programa OIL FIELD MANAGER, (OFM), a través del
módulo de análisis de declinación, descrito en la etapa anterior.
OFM, ajusta internamente el exponente de declinación a la historia de
producción o parte de ésta que se desea analizar, de acuerdo con el tipo de
declinación seleccionado. En este proyecto, se seleccionó el mejor ajuste, por
consiguiente, OFM evalúa el comportamiento de producción con respecto a
diferentes valores de b, y arroja como resultado único, el valor del exponente
que proporcione la menor desviación entre la tasa real reportada y la estimada
a partir de este valor.
Estimar la constante b, permitió entonces, conocer el tipo de declinación que
mejor se ajusta a los datos de producción, de manera analítica y corroborar el
tipo previamente propuesto de forma apreciativa mediante las
representaciones del comportamiento de producción realizadas en la etapa
anterior.
4.1.1. ANÁLISIS MATEMÁTICO
Para el estudio matemático de declinación del pozo seleccionado primero
vamos a determinar los valores de m y Di mediante el método gráfico; el cual
nos sirve para determinar qué tipo de declinación es la que mejor se ajusta a
nuestro pozo.
Para realizar este proceso debemos seguir los siguientes pasos:
1. Seleccionamos los datos de producción vs tiempo de nuestra base de
datos
2. Calculamos D por medio de la ecuación:
61
𝐷 =−𝐿𝑛
𝑞𝑖
𝑞𝑖−1
𝑡𝑖 − 𝑡𝑖−1
[2.2]
3. Graficamos 1/D Vs t donde el tiempo está dado en días
4. Estimamos los valores de m y b
Figura 4.3 Método Gráfico para establecer el tipo de declinación
De la gráfica 1/D Vs t obtenemos los siguientes datos presentados en la tabla
4.2
Por definición tenemos que:
𝐷 =1
𝑏
Tabla 4. 2 Datos obtenidos de la gráfica 1/D Vs t
m= 0.0404
b= 1.2727
D=1/b
D= 0.7857
y = 6E-05x - 1,2727
-120
-100
-80
-60
-40
-20
0
1
14
27
40
53
66
79
92
10
5
11
8
13
1
14
4
15
7
17
0
18
3
19
6
20
9
22
2
23
5
24
8
26
1
27
4
28
7
30
0
31
3
32
6
33
9
35
2
36
5
37
8
39
1
40
4
41
7
1/D Vs t
1/D Lineal (1/D)
62
Los datos obtenidos de la gráfica nos ayudan a determinar el tipo de
declinación a ser utilizada para el estudio de nuestro pozo; en este caso como
el valor de b=1.2727 el comportamiento de nuestro pozo se ajusta a la
declinación armónica.
Para realizar un mejor análisis de nuestro pozo tomaremos en cuenta el gasto
de producción del pozo seleccionado obtenido de la base de datos donde su
producción declina de 149 BBPD a 138 BPPD en el periodo 2015-2016 y con
un gasto de abandono LE=13.33 BPPD. Usando los métodos de declinación
exponencial (b=0), hiperbólica (b=0.5) y armónica (b=1).
Tasa de declinación exponencial b=0
Calculamos la constante de declinación exponencial con la ecuación 2.2
𝑫 = 𝟎. 𝟎𝟕𝟔𝟕𝟏
𝒂ñ𝒐𝒔
Calculamos la producción de petróleo a un año 2015-2016 con la ecuación
2.6
𝒒𝒕 = 𝟏𝟑𝟕. 𝟗𝟗𝟗𝟎𝑩𝑷𝑷𝑫
Calculamos la reserva original de petróleo entre el año 2015-2016 con la
ecuación 2.7
𝑵𝑷 = 𝟓𝟐 𝟑𝟒𝟔. 𝟖𝟎𝟓𝟕𝒃𝒍𝒔
Calculamos el porcentaje de declinación del pozo entre el año 2015-2016 con
la ecuación 2.9
63
%𝑫𝒆𝒄𝒍𝒊𝒏𝒂𝒄𝒊ó𝒏 = 𝟎. 𝟎𝟐𝟏𝟎
Calculamos el tiempo de abandono del pozo con la ecuación 2.10
𝒕 = 𝟑𝟏. 𝟒𝟑 𝒂ñ𝒐𝒔
Declinación hiperbólica b=0,5
Calculamos la constante de declinación hiperbólica con la ecuación 2.12
𝑫 = 𝟎. 𝟎𝟕𝟖𝟐𝟏
𝒂ñ𝒐𝒔
Calculamos la producción de petróleo a un año 2015-2016 con la ecuación
2.12
𝒒𝒕 = 𝟏𝟑𝟕. 𝟗𝟗𝟕𝟔𝑩𝑷𝑷𝑫
Calculamos la reserva original de petróleo entre el año 2015-2016 con la
ecuación 2.13
𝑵𝒑 = 𝟓𝟐𝟑𝟐𝟔. 𝟗𝟗𝟐𝟐 𝒃𝒍𝒔
Calculamos el porcentaje de declinación del pozo entre el año 2015-2016 con
la ecuación 2.15
%𝑫𝒆𝒄𝒍𝒊𝒏𝒂𝒄𝒊ó𝒏 = 𝟖. 𝟏𝟑𝟖𝟐
Calculamos el tiempo de abandono del pozo con la ecuación 2.16
𝒕 = 𝟓𝟗. 𝟗𝟑 𝒂ñ𝒐𝒔
64
Declinación Armónica b=1
Calculamos la constante de declinación armónica con la ecuación 2.17
𝑫 = 𝟎. 𝟎𝟕𝟑𝟑𝟏
𝒂ñ𝒐𝒔
Calculamos la producción de petróleo a un año 2015-2016 con la ecuación
2.17
𝒒𝒕 = 𝟏𝟑𝟖. 𝟖𝟐𝟒𝟐𝑩𝑷𝑷𝑫
Calculamos la reserva original de petróleo entre el año 2015-2016 con la
ecuación 2.19
𝑵𝒑 = 𝟐𝟒 𝟕𝟏𝟐. 𝟐𝟗𝟑𝟐𝒃𝒍𝒔
Calculamos el porcentaje de declinación del pozo entre el año 2015-2016 con
la ecuación 2.21
%𝑫𝒆𝒄𝒍𝒊𝒏𝒂𝒄𝒊ó𝒏 = 𝟕. 𝟗𝟎𝟗𝟖
Calculamos el tiempo de abandono del pozo con la ecuación 2.22
𝒕 = 𝟏𝟑𝟖. 𝟖𝟓 𝒂ñ𝒐𝒔
A continuación se muestran los resultados de las declinaciones obtenidas
para el yacimiento estudiado a través de los tres métodos usados como se
puede observar en la tabla 4.3
65
Tabla 4. 3 Resultados obtenidos del pozo DRRA.006UI
Ecuación Declinación
Exponencial b=0
Declinación
Hiperbólica b=0.5
Declinación
Armónica b=1
Di(1/año) 0.0767 0.0782 0.0733
qt(BPPD) 137.990 137.9976 138.8242
Np(bls) 52 346.8057 52 326.9922 24 712.2932
%Declinación 0.0210 8.1382 7.9098
t(años) 31.43 59.93 138.85
Los resultados obtenidos del análisis matemático nos ayudaran a tomar una
mejor decisión comparando con el análisis realizado por el software OFM para
tomar acciones operativas de manera eficiente en frente a el tiempo que
puede llegar a producir nuestro pozo.
66
4.2. POZO DRAGO NORTE DRRA-011UI
La figura 4.4 nos muestra la producción de petróleo y agua en el periodo
2015-2016 del pozo DRAGO-006 que produce en la arena U inferior.
Figura 4.4 Historial de producción 2015-2016
El software OFM nos permitió estimar el porcentaje y el modelo de declinación
al que mejor se ajustan los yacimientos, además muestra a través de un
gráfico el periodo de selección con el ajuste de la curva calculada, como se
observa en la Figura 4.5
67
Figura 4.5 Estimación de la tasa de declinación a través de OFM
Los resultados obtenidos de la figura 4.5 nos ayudan a estimar la producción
futura del pozo para un tiempo de 10 años a partir de su estudio como se
muestra en la tabla 4.4
2015 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26100
500
1000R
AT
E_O
IL
Date
3Rate-Time Decline Analysis
Working f orecast Parameters
Phase : Oil
Case Name : Case1
b : 0
Di : 0.0125727 M.n.
qi : 526
ti : 06/30/2016
te : 06/30/2026
Final Rate : 116.371
Cum. Prod. : 0.526
Cum. Date : 06/30/2016
Reserv es : 991.677
Reserv es Date : 06/30/2026
EUR : 992.203
Forecast Ended By : Time
DB Forecast Date : Not Sav ed
Reserv e Ty pe : None
3Rate-Time Decline Analysis
68
Tabla 4. 4 Producción Futura del pozo DRRA-011UI
31/7/2016 519.31 31/3/2018 403.97 30/11/2019 314.13
31/8/2016 512.70 30/4/2018 399.00 31/12/2019 310.13
30/9/2016 506.39 31/5/2018 393.92 31/1/2020 306.18
31/10/2016 499.94 30/6/2018 389.07 29/2/2020 302.54
30/11/2016 493.79 31/7/2018 384.12 31/3/2020 298.69
31/12/2016 487.50 31/8/2018 379.23 30/4/2020 295.01
31/1/2017 481.30 30/9/2018 374.56 31/5/2020 291.26
28/2/2017 475.77 31/10/2018 369.80 30/6/2020 287.67
31/3/2017 469.71 30/11/2018 365.24 31/7/2020 284.01
30/4/2017 463.93 31/12/2018 360.60 31/8/2020 280.40
31/5/2017 458.02 31/1/2019 356.01 30/9/2020 276.94
30/6/2017 452.38 28/2/2019 351.91 31/10/2020 273.42
31/7/2017 446.63 31/3/2019 347.44 30/11/2020 270.05
31/8/2017 440.95 30/4/2019 343.16 31/12/2020 266.62
30/9/2017 435.52 31/5/2019 338.79 31/1/2021 263.22
31/10/2017 429.97 30/6/2019 334.62 28/2/2021 260.20
30/11/2017 424.68 31/7/2019 330.36 31/3/2021 256.89
31/12/2017 419.28 31/8/2019 326.16 30/4/2021 253.72
31/1/2018 413.94 30/9/2019 322.14 31/5/2021 250.49
28/2/2018 409.18 31/10/2019 318.04 30/6/2021 247.41
31/7/2021 244.26 31/3/2023 190.01 30/11/2024 147.69
31/8/2021 241.15 30/4/2023 187.67 31/12/2024 145.81
30/9/2021 238.18 31/5/2023 185.28 31/1/2025 143.96
31/10/2021 235.15 30/6/2023 183.00 28/2/2025 142.30
30/11/2021 232.26 31/7/2023 180.67 31/3/2025 140.49
31/12/2021 229.30 31/8/2023 178.38 30/4/2025 138.76
31/1/2022 226.38 30/9/2023 176.18 31/5/2025 136.99
28/2/2022 223.78 31/10/2023 173.94 30/6/2025 135.31
31/3/2022 220.93 30/11/2023 171.80 31/7/2025 133.59
30/4/2022 218.21 31/12/2023 169.61 31/8/2025 131.89
31/5/2022 215.44 31/1/2024 167.45 30/9/2025 130.26
30/6/2022 212.78 29/2/2024 165.46 31/10/2025 128.60
31/7/2022 210.08 31/3/2024 163.35 30/11/2025 127.02
31/8/2022 207.40 30/4/2024 161.34 31/12/2025 125.40
30/9/2022 204.85 31/5/2024 159.29 31/1/2026 123.81
31/10/2022 202.24 30/6/2024 157.33 28/2/2026 122.39
30/11/2022 199.75 31/7/2024 155.32 31/3/2026 120.83
31/12/2022 197.21 31/8/2024 153.35 30/4/2026 119.34
31/1/2023 194.70 30/9/2024 151.46 31/5/2026 117.82
28/2/2023 192.46 31/10/2024 149.53 30/6/2026 116.37
Fecha
Producción
Futura(BPPD) Fecha
Producción
Futura(BPPD) Fecha
Producción
Futura(BPPD)
Fecha
Producción
Futura(BPPD) Fecha
Producción
Futura(BPPD) Fecha
Producción
Futura(BPPD)
69
4.2.1 ANÁLISIS MATEMÁTICO
Para el estudio matemático de declinación del pozo seleccionado primero
vamos a determinar los valores de n y Di mediante el método gráfico
presentado en la figura 4.6; el cual nos sirve para determinar qué tipo de
declinación es la que mejor se ajusta a nuestro pozo.
Figura 4.6 Método Gráfico para establecer el tipo de declinación
Para este pozo en estudio determinamos el valor de b por medio del método
grafico demostrado en la figura 4.6 obteniendo un valor de b= 21.802; este
valor nos indica que el tipo de declinación que mayor se ajusta es la
Declinación Armónica.
Para realizar un mejor análisis de nuestro pozo tomaremos en cuenta el gasto
de producción del pozo seleccionado obtenido de la base de datos donde su
producción declina de 521 BBPD a 467 BPPD en el periodo de un año 2015-
2016 y con un gasto de abandono LE=116 BBPD. Usando los métodos de
declinación exponencial (b=0), hiperbólica (b=0.5) y armónica (b=1).
y = 0,0073x - 21,802
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
1
14
27
40
53
66
79
92
10
5
11
8
13
1
14
4
15
7
17
0
18
3
19
6
20
9
22
2
23
5
24
8
26
1
27
4
28
7
30
0
31
3
32
6
33
9
35
2
36
5
37
8
39
1
40
4
41
7
1/D Vs t
1/D Lineal (1/D)
70
A continuación se muestran los resultados de las declinaciones obtenidas
para el yacimiento estudiado a través de los tres métodos usados como se
puede observar en la Tabla 4.5 y 4.6
Tabla 4. 5 Datos obtenidos de la gráfica 1/D Vs t
m= 0,0073
b= 21.802
D=1/b
D= 0.0459
Tabla 4. 6 Resultados obtenidos del pozo DRRA.011UI
Ecuación Declinación
Exponencial b=0
Declinación
Hiperbólica b=0.5
Declinación
Armónica b=1
Di(1/año) 0.1094 0.1125 0.1036
qt(BPPD) 467.0097 466.9865 472.0913
Np(bls) 180 164.5338 179 991.4352 87 227.8094
%Declinación 0.0300 11.9205 11.5573
t(años) 13.71 19.81 33.70
71
4.3. POZO DRAGO NORTE DRRA-014TI
La figura 4.7 nos muestra la producción de petróleo y agua en el periodo
2015-2016 del pozo DRAGO-014 que produce en la arena T inferior.
Figura 4.7 Historial de producción 2015-2016
El software OFM nos permitió estimar el porcentaje y el modelo de declinación
al que mejor se ajustan los yacimientos, además muestra a través de un
gráfico el periodo de selección con el ajuste de la curva calculada, como se
observa en la Figura 4.8
72
Figura 4.8 Estimación de la tasa de declinación a través de OFM
Los resultados obtenidos de la figura 4.8 nos ayudan a estimar la producción
futura del pozo para un tiempo de 10 años a partir de su estudio como se
muestra en la tabla 4.7
2015 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26100
500
1000R
AT
E_O
IL
Date
4Rate-Time Decline Analysis
Working f orecast Parameters
Phase : Oil
Case Name : Case1
b : 0
Di : 0.00727344 M.n.
qi : 258
ti : 06/30/2016
te : 06/30/2026
Final Rate : 107.799
Cum. Prod. : 0.258
Cum. Date : 06/30/2016
Reserv es : 628.554
Reserv es Date : 06/30/2026
EUR : 628.812
Forecast Ended By : Time
DB Forecast Date : Not Sav ed
Reserv e Ty pe : None
4Rate-Time Decline Analysis
73
Tabla 4. 7 Producción Futura del pozo DRRA-014TI
31/7/2016 256.10 31/3/2018 221.46 30/11/2019 191.47
31/8/2016 254.21 30/4/2018 219.88 31/12/2019 190.06
30/9/2016 252.39 31/5/2018 218.26 31/1/2020 188.65
31/10/2016 250.53 30/6/2018 216.70 29/2/2020 187.35
30/11/2016 248.74 31/7/2018 215.10 31/3/2020 185.97
31/12/2016 246.90 31/8/2018 213.51 30/4/2020 184.64
31/1/2017 245.08 30/9/2018 211.99 31/5/2020 183.28
28/2/2017 243.45 31/10/2018 210.42 30/6/2020 181.97
31/3/2017 241.65 30/11/2018 208.92 31/7/2020 180.63
30/4/2017 239.92 31/12/2018 207.38 31/8/2020 179.29
31/5/2017 238.15 31/1/2019 205.85 30/9/2020 178.01
30/6/2017 236.45 28/2/2019 204.48 31/10/2020 176.70
31/7/2017 234.71 31/3/2019 202.97 30/11/2020 175.44
31/8/2017 232.97 30/4/2019 201.52 31/12/2020 174.14
30/9/2017 231.31 31/5/2019 200.03 31/1/2021 172.86
31/10/2017 229.60 30/6/2019 198.60 28/2/2021 171.70
30/11/2017 227.96 31/7/2019 197.13 31/3/2021 170.44
31/12/2017 226.28 31/8/2019 195.68 30/4/2021 169.22
31/1/2018 224.61 30/9/2019 194.28 31/5/2021 167.97
28/2/2018 223.11 31/10/2019 192.85 30/6/2021 166.77
31/7/2021 165.54 31/3/2023 143.15 30/11/2024 123.74
31/8/2021 164.32 30/4/2023 142.13 31/12/2024 122.82
30/9/2021 163.14 31/5/2023 141.08 31/1/2025 121.92
31/10/2021 161.94 30/6/2023 140.07 28/2/2025 121.10
30/11/2021 160.78 31/7/2023 139.04 31/3/2025 120.21
31/12/2021 159.60 31/8/2023 138.01 30/4/2025 119.35
31/1/2022 158.42 30/9/2023 137.03 31/5/2025 118.47
28/2/2022 157.36 31/10/2023 136.02 30/6/2025 117.62
31/3/2022 156.20 30/11/2023 135.05 31/7/2025 116.76
30/4/2022 155.08 31/12/2023 134.05 31/8/2025 115.89
31/5/2022 153.94 31/1/2024 133.06 30/9/2025 115.07
30/6/2022 152.84 29/2/2024 132.14 31/10/2025 114.22
31/7/2022 151.71 31/3/2024 131.16 30/11/2025 113.40
31/8/2022 150.59 30/4/2024 130.23 31/12/2025 112.56
30/9/2022 149.52 31/5/2024 129.27 31/1/2026 111.73
31/10/2022 148.41 30/6/2024 128.34 28/2/2026 110.99
30/11/2022 147.35 31/7/2024 127.40 31/3/2026 110.17
31/12/2022 146.27 31/8/2024 126.46 30/4/2026 109.38
31/1/2023 145.19 30/9/2024 125.55 31/5/2026 108.57
28/2/2023 144.22 31/10/2024 124.63 30/6/2026 107.80
FechaProducción
Futura(BPPD)Fecha
Producción
Futura(BPPD)Fecha
Producción
Futura(BPPD)
FechaProducción
Futura(BPPD)Fecha
Producción
Futura(BPPD)Fecha
Producción
Futura(BPPD)
74
4.3.1. ANÁLISIS MATEMÁTICO
Para el estudio matemático de declinación del pozo seleccionado primero
vamos a determinar los valores de n y Di mediante el método gráfico
presentado en la figura 4.9; el cual nos sirve para determinar qué tipo de
declinación es la que mejor se ajusta a nuestro pozo.
Figura 4.9 Método Gráfico para establecer el tipo de declinación
Para este pozo determinamos el valor de b por medio del método grafico
demostrado en la figura 4.9 obteniendo un valor de b= 12.829; este valor nos
indica que el tipo de declinación que mayor se ajusta es la Declinación
Armónica.
Para realizar un mejor análisis de nuestro pozo tomaremos en cuenta el gasto
de producción del pozo seleccionado obtenido de la base de datos donde su
producción declina de 421 BBPD a 284 BPPD en el periodo de un año 2015-
2016 y con un gasto de abandono LE=107BBPD. Usando los métodos de
declinación exponencial (b=0), hiperbólica (b=0.5) y armónica (b=1).
y = 0,0738x - 12,829
-500
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
500
1
17
33
49
65
81
97
11
3
12
9
14
5
16
1
17
7
19
3
20
9
22
5
24
1
25
7
27
3
28
9
30
5
32
1
33
7
35
3
36
9
38
5
40
1
41
7
1/D Vs t
1/D Lineal (1/D)
75
A continuación se muestran los resultados de las declinaciones obtenidas
para el yacimiento estudiado a través de los tres métodos usados como se
puede observar en la Tabla 4.8 y 4.9
Tabla 4. 8 Datos obtenidos de la gráfica 1/D Vs t
m= 0.0738
b= 12,829
D=1/b
D= 0,0776
Tabla 4. 9 Resultados obtenidos del pozo DRRA.011UI
Ecuación Declinación
Exponencial b=0
Declinación
Hiperbólica b=0.5
Declinación
Armónica b=1
Di(1/año) 0.3937 0.4351 0.4824
qt(BPPD) 283.9882 283.9936 283.9989
Np(bls) 127 012.9555 126 201.7875 54 493.1457
%Declinación 0.1079 55.6074 93.1994
t(años) 3.47 4.52 6.08
77
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
La integración de la información a través de un software que administre
las bases de datos, agiliza la consulta, y facilita la detección de
problemas a través de reportes, y gráficas, lo cual lleva a un control y
a la toma de decisiones de manera ágil y oportuna.
Debido a la gran cantidad de información que se involucra en un campo
petrolero, el uso de las bases de datos y su aplicación a un software,
debe contemplarse como una inversión obligatoria en la búsqueda de
mejorar la eficiencia en el manejo integral del campo.
La utilización del software Oilfield Manager nos permite realizar análisis
de predicción de producción de una manera más efectiva y en un menor
tiempo.
La curva de declinación exponencial por su sencillez y porque la
mayoría de los pozos siguen un gasto de declinación constante en gran
parte de su vida productiva, es muy empleada para evaluar reservas
de aceite y predecir el comportamiento de la producción mediante el
factor de declinación.
Los resultados obtenidos del proyecto nos ayudara a mejorar y
controlar la producción del campo Drago Norte minimizando el tiempo
empleado en el estudio de declinación del campo gracias al software
OFM; este estudio se puede aplicar a todo el activo Drago.
Los resultados obtenidos de producción a futuro producto del análisis
de predicción del software OFM nos ayudaran a tomar decisiones
78
correctivas más acertadas para retomar los niveles óptimos de
producción del campo Drago.
Los resultados de declinación de producción obtenidos en el pozo
DRRA-006UI es del 7,9 % anual, en el DRRA-011UI es del 11,6% anual
y en el DRAA-014TI es del 93,2 % anual.
5.2. RECOMENDACIONES
El uso de las bases de datos deben extenderse a todas las empresas
petroleras interesadas en manejar, organizar y optimizar los grandes
volúmenes de información que generan las diversas actividades
desarrolladas en sus campos.
Realizar estimaciones de producción en los yacimientos por más de un
modelo de estimación, con el fin de llevar a cabo ajustes al modelo más
adecuado y si se da el caso, utilizar uno u otro en diferentes periodos
de explotación.
Para obtener un control total del proceso de producción se debe
implementar la utilización de un software, con el fin de integrar los datos
de pozo y yacimiento, de manera que dichos datos estén disponibles
en todo momento para ser consultados por cualquier departamento
dentro de la empresa.
Sería muy útil la implementación de un curso básico de manejo de OFM
dos horas semanales dentro de las asignaturas semestrales que ofrece
la Escuela de Ingeniería de Petróleos, con el fin de ofrecer a la
industria, profesionales con experiencia en el manejo de este software.
79
Realizar periódicamente actualización de bases de datos, reservas,
mapas, modelos matemáticos, con la información que se adquiere en
campo.
Estudiar nuevas estrategias de explotación para reducir o mantener el
factor de declinación del campo.
80
NOMENCLATURA O GLOSARIO
2D: Dos dimensiones
3D: Tres dimensiones
a: Tasa o relación de perdida
API: American Petroleum Institute. Gravedad especifica del petróleo.
Annotations:
b: Exponente de declinación
bls: Barriles
BFPD: Barriles de fluido por día
BPPD: Barriles de petróleo por día
Completion: Completación
Cross sections: Secciones transversales
CITRIX: Aplicación corporativa de Petroamazonas
Di: Constante de declinación
Date: Fecha
EPN: Escuela Politécnica Nacional
EP: Empresa Pública
Forecast: Predicción
Filter: Filtrar
GIS: Geographic Information System. Sistema de Información
Geográfica
Km: Kilómetros
m: Pendiente de la recta
n: Exponente de declinación
Np: Reservas originales
OFM: OilFiled Manager
Overlays: Superposiciones
Pool: Estación petrolera
PVT: Análisis de Presión, Volumen, Temperatura
81
q: Caudal
Querys: Consultas
Rate oil: Caudal de petróleo
Rate wat: Caudal de agua
T: Reservorio T
TI: Reservorio T Inferior
t: tiempo
U: Reservorio U
UI: Reservorio U Inferior
Wellbore: Pozo petrolero
Wellbore Diagram: Diagrama de pozo
Workspace: Espacio de trabajo
z: Factor de compresibilidad del gas
82
BIBLIOGRAFÍA
Carvajal Tapias, J. C. (1996). Implementación del Production Analyst (PA)
como herramienta de control de producción de los pozos productores activos
del campo Tibú. Universidad Industrial de Santander. Escuela de Ingeniería
en Petroleos, Bucaramanga.
Cuba Nogales, C. M. (2012). Análisis de los modelos de estimación de
producción utilizados en los yacimientos petroleros de México.
Universidad Nacional Autónoma de México, Facultad de Ingeniería.,
México.
De Ferrer, M. P. (2009). Fundamentos de ingeniería de yacimientos.
Maracaibo, Venezuela: Astro Data S.A.
Fetkovich, M. e. (1973). Decline curves analysis using type curves, SPE
4629.
Mendosa Ochoa, N. L. (2004). Manejo y Aplicación Práctica del software
OilFiled Manager en el area Tigre del campo Gustavo Galindo
Velasco. Escuela superior Politécnica del Litoral, Facultad de
Ingeniería en Ciencias de la Tierra, Guayaquil.
Nind, T. (1987). Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos
petroleros. México: Limusa.
83
Pinto, R. J. (2011). Determinación de la tasa de declinación de producción
existente en los yacimientos maduros seleccionados de gas y petróleo
pertenecientes al Campo Santa Rosa del área mayor de Anaco.
Universidad de Oriente núcleo de Anzoátegui, Escuela de ingeniería y
ciencias aplicadas, departamento de Petróleo., Barcelona.
Schlumberger. (2014). User Guides, Tutorials, and Examples. U.S.A.
Schlumberger Geoquest. (2014). Introduction to OilField Manager 2014.
Secretaría de hidrocarburos. (2015). Producción del Campo Shushufindi.
Quito: Unidad técnica de producción.
Thompson, R. &. (1987). The error in estimating reserves using decline
curves, SPE 16295.
85
ANEXO 1. COMPLETACIÓN DEL POZO DRAGO-006UI
(Agencia de Regulación y Control Hidrocarburifero, 2015)
86
ANEXO 2. COMPLETACIÓN DEL POZO DRAGO-011UI
(Agencia de Regulación y Control Hidrocarburifero, 2015)