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. Otro factor que ocasiona una caída de producción es el factor mecánico.Las curvas de declinación de producción representan el método más usado, en la predicción del comportamiento futuro de producción de un pozo, un grupo de pozos, yacimiento y/o campo, ya que este es fácil y confiable. Las curvas de declinación permiten estimar las reservas a recuperar durante durante la vida productiva y hacer comparaciones con los estimados por otros métodos como el balance de materiales.

 

Las curvas de declinación se basan en: “Que los factores que han afectado la producción en el pasado lo continuarán haciendo en el futuro”. Se debe tener en cuenta que en un pozo pueden ocurrir diferentes cambios de la tasa de declinación durante la vida productiva, los cuales se deben tener en cuenta al momento de hacer las predicciones.

Tipos de Declinación

De acuerdo a las causas que influyen en la declinación de producción se tienen la Declinación Energética y la Declinación Mecánica. La Declinación Total será la suma de la declinación energética más la declinación mecánica.

 

Declinación energética: es la declinación de la tasa de producción debido al agotamiento de energía del yacimiento (caída de presión) y/o a la disminución de la permeabilidad relativa al petróleo y saturación de petróleo alrededor del pozo.

 

Declinación mecánica: esta relacionada con la disminución de la efectividad de los métodos de producción, problemas inherentes a la formación, tales como: arenamiento, daño a la formación, producción de asfaltenos, y problemas en el pozo como deterioro de la tubería de producción, empacaduras, etc. Recientemente algunos expertos prefieren denominar este tipo de declinación como Capacidad de Pérdida de Producción, ya que esto involucra factores que no son exclusivamente de índole mecánico.

 

De acuerdo a la expresión matemática se tienen la tasa de Declinación Nominal y la tasa de Declinación Efectiva:

 

Tasa de Declinación Nominal (D): esta ecuación se genera de la pendiente negativa de la curva formada por el logaritmo natural de la tasa de producción en función del tiempo (Ln q vs. t). La declinación nominal es una función continua usada para derivar otras relaciones matemáticas. En la Ec.1, se define la declinación nominal:

Tasa de Declinación Efectiva (De): representa la caída en la tasa de producción desde qi hasta q1 dividida entre la tasa de producción al comienzo del período. Si el período de tiempo es un mes, la tasa de declinación es mensual efectiva, si el período es un año, la declinación es anual efectiva. La declinación efectiva es por lo general la mejor que representa las prácticas de producción real. En la Ec. 2 se define la declinación efectiva:

 

Donde:

D= Tasa de declinación nominal, tiempo-1

De= Tasa de declinación efectiva, adm

qi= Tasa inicial de producción, BN/día, BN/mes, BN/año

q1= Tasa de producción al final del período considerado, BN/día, BN/mes, BN/año

Siendo que q y q1 son iguales para las dos ecuaciones, igualando las ecuaciones Ec. 1 y  Ec. 2 se tiene:

La declinación nominal como una función de la declinación efectiva es:

La declinación efectiva como una función de la declinación nominal es:

Tipos de Curvas de Declinación de Producción

Básicamente se han reconocido tres tipos de curvas de declinación de producción: Exponencial, Hiperbólica y Armónica. En la Figura 1, se presentan los comportamientos

cualitativos de estas curvas, al ser representadas en papel de coordenadas cartesianas, papel semilog y papel log-log. Por lo general, se selecciona el tiempo y la producción acumulada como variables independientes y se utiliza el eje de las abscisas para graficarlas. Entre las variables dependientes más utilizadas se encuentra el logaritmo de la tasa de producción. El procedimiento de extrapolación es de naturaleza empírica pero representa el sistema que se esta analizando. Si el sistema no es afectado significativamente , debido algún cambio de las operaciones de yacimiento, el método de extrapolación dará una representación razonable del comportamiento futuro. Dado que la extrapolación de la curva hiperbólica se hace asintótica al eje horizontal se debe tener cautela en las predicciones, pues estas pueden ser optimistas. En la práctica se utiliza la extrapolación exponencial como una extensión de la declinación hiperbólica hasta el límite económico.

 

Figura 1. Tipos de Curvas de Declinación de Producción

 

Factores que afectan las Curvas de Declinación de Producción

Dado que la aplicación de las curvas de declinación requiere el establecimiento de una tendencia de comportamiento de producción del pozo, grupos de pozos, yacimiento, cualquier factor que altere o modifique esta tendencia, limitará la aplicación de éstas. Entre los factores que afectan las curvas de declinación de producción se tienen los siguientes:

 

Períodos desiguales de tiempo: las pruebas de pozos, las mediciones, etc, no se efectúan en los pozos considerando los mismos lapsos de tiempo entre prueba y prueba, lo que hace que los promedios entre los diferentes tiempos no estén bien ponderados. Este factor es de cierta importancia cuando se usa la presión del pozo o del yacimiento como variable independiente, pero el efecto será menor cuando se usan las tasas de producción, porque estas se asignan mensualmente.

 

Cambio de productividad de los pozos: la producción de los pozos tienen una declinación natural, cuando en determinados pozos esta llega a bajos valores, son sometidos a reparaciones con el objeto de incrementar nuevamente su producción. Generalmente estos cambios de productividad no se pueden tomar en cuenta por que no se puede predecir cuando ello ocurrirá. Cuando el cambio de productividad en un pozo es significativo o más de un pozo experimenta cambios similares, también cambiará la tendencia del comportamiento de producción del yacimiento.

 

Completación de nuevos pozos: al terminar un nuevo pozo, la tasa de producción del yacimiento aumentará, lo cual altera la tendencia del comportamiento anterior. En este caso no se podrá extrapolar la curva porque no se sabe si la declinación de producción continuará según la misma ley (comportamiento) antes de terminar el nuevo pozo. En dicho caso, habrá que esperar hasta que se observe una nueva tendencia para proceder a la aplicación de este método. Sin embargo, si se necesitara una tendencia, podría trazarse una paralela a la tendencia anterior por el nuevo valor de la tasa de producción del pozo o yacimiento.

 

Interrupción de los Programas de Producción: cuando en la vida productiva de un existen cierres de producción total o parcial por razones de carencia de mercado, problemas en los equipos de superficie, etc., se desconocerá la nueva tasa de producción del yacimiento cuando sea reactivado. Además se desconoce si se continuará con el mismo comportamiento anterior al cierre. Esto causa notables problemas en el estudio de las curvas de declinación.

 

Veracidad de los Datos: cuando no se tiene certeza sobre la información disponible con respecto al comportamiento de un yacimiento. Este caso es frecuente en campos donde no se conoce la metodología utilizada para asignar los valores de producción a los pozos y, por ende, al yacimiento en estudio.

 

Prorrateo: en países donde existe restricción en las tasas de producción (prorrateo), los yacimientos no producen a su potencial y por tanto el método no debe aplicarse. Es un factor poco importante en algunos países, donde las restricciones a la producción son insignificantes.

Revisando algunos libros viejos, me encuentro con un texto donde explica las fuentes de error de la ecuación de balance de materiales (EBM). Es bueno saber estos tips, debido al momento de realizar un análisis con esta técnica, podemos conseguir ciertas incongruencias que pueden estar asociadas a diferentes fenómenos que se irán explicando a continuación:

1. Supersaturación de los hidrocarburos líquidos en el yacimiento.

En algunos casos, al caer la presión en un yacimiento que contiene crudo saturado sale gas de la solución, pero un volumen inferior al que se esperaría de acuerdo a los análisis PVT efectuados bajo condiciones de equilibrio, el líquido posee un volumen de gas en solución (Rs) que excede el equilibrio obtenido en los análisis PVT. Esta situación “anormal” muestra presiones reales inferiores en el yacimiento a las que se pronostican en la ecuación de balance de materiales. La presión real será inferior a la esperada ya que un cierto volumen de hidrocarburos que debería estar en la fase de gas libre, ejerciendo (a nivel molecular) la presión correspondiente a un gas a la temperatura de yacimiento, se encuentra más bien en la fase líquida y sin ejercer la presión parcial de vapor correspondiente.

2. Selección inadecuada de la relación PVT a utilizarse en los cálculos mediante EBM.

La ecuación de balance de materiales requiere de volúmenes de fluidos medidos en el campo (Gp, Np y Wp) producidos luego de pasar por una serie de procesos: vaporización instantánea, diferencial y mixta. Es evidente que, al utilizar la EBM con los volúmenes de fluidos producidos y medidos, es muy importante seleccionar un análisis PVT para los parámetros Bo, Bg, Rs a diferentes presiones. El análisis debe representar adecuadamente en forma global la secuencia total de los fenómenos en curso, los estimados y/o pronósticos obtenidos en la EBM serán cuestionables o de valor limitado.

3. Presión promedio de yacimiento.

Otra de las suposiciones en la derivación de la ecuación de balance de materiales es que el yacimiento se comporta como una celda o un tanque ubicado en un “volumen de control”, en equilibrio total e instantáneo, y con transmisibilidad de igual modo. De allí la suposición que la totalidad de hidrocarburos confinados en el yacimiento se encuentran a la misma presión. Las presiones utilizadas en la EBM deben ser representativas de la totalidad del sistema. Las presiones estáticas utilizadas deben ser restauradas o extrapoladas de mediciones de restauración. En lo posible, debe utilizarse una ponderación volumétrica de las presiones medidas, para asegurar la validez de los resultados. Finalmente al tomar las presiones requeridas deben tenerse en cuenta los siguientes aspectos:

- Precisión del equipo utilizado para tomar presiones.

- Tiempos de restauración, cierre y utilización de presiones restauradas.

- Consideraciones sobre mediciones individuales de presiones de pozos productores y/o observación y su relación con la presión promedio general del yacimiento, ponderada volumétricamente.

4. Errores de medición en los volúmenes de fluidos producidos.

Una de las fuentes de errores más comunes en la aplicación de la EBM son las cifras erróneas de la producción de fluidos. Los estimados de N y We, al existir errores de medición, dan valores muy altos tratándose de yacimientos subsaturados.

5. Acuíferos activos y descensos leves de presión.

La sola inspección de la EBM revela el requerimiento de cambio en la presión. Este descenso en la presión (Dp) a su vez provoca cambios en los factores Bo, Bg y Rs. Cuando el acuífero es muy activo o el casquete de gas es muy grande, los descensos de presión son leves y esto origina severas dificultades en la aplicación de la EBM. Las diferencias de propiedades causadas por las variaciones ocurridas en los valores de Np, Gp y Wp no son significativas, y en los cuales influye la precisión con que se hayan medido en el laboratorio Bo, Bg y Rs. En los casos en que el casquete de gas es muy grande comparado con el petróleo en sitio, el yacimiento tiende comportarse más como un yacimiento de gasífero que petrolífero.

6. Estimados de m.

Originalmente en la derivación de la EBM se supuso que todo el gas libre del yacimiento existe en el casquete de gas y que todo el petróleo se encuentra en la zona petrolífera. Sin embargo este concepto puede ser fuente de error ya que en oportunidades hay saturaciones de petróleo en la zona de gas libre y hay gas en la zona petrolífera.

En la derivación se supuso:

So (zona petrolífera) = 1-Swi

Sg (zona gasífera) = 1-Swi

En los casos que exista algo de petróleo en la zona de gas y algo de gas en la zona de petróleo, el valor de m debe ser computado utilizando todo el gas libre y todo el petróleo en estado líquido contenido en el volumen de los poros, independientemente del sitio donde se encuentren.

7. Concepto de petróleo activo.

Anteriormente, al explicar las aplicaciones de la EBM se recalcó la suposición de contar con presiones uniformes y equilibrio instantáneo. Es evidente que hay situaciones cuando el volumen total de hidrocarburos del sistema roca/fluido no es afectado por el empuje de la presión generado por la producción y/o inyección de fluidos. Esto ocurre en diferentes circunstancias, por ejemplo: cuando el volumen de control es grande y la producción no ha sido cuantiosa; cuando existen zonas de baja permeabilidad en las que la difusividad es baja y no han sido afectadas por los descensos de presión existentes en las zonas más permeables (con mejor difusividad); y en general cuando el descenso de presión generado por la producción que ha ocurrido (DNp) no se ha reflejado en la totalidad del volumen de hidrocarburos contenidos en el yacimiento.

En los casos en que ocurren estas situaciones, en un determinado momento de la historia cuando se estén haciendo cálculos de yacimiento, existen en el sistema dos valores de N: una fracción denominada petróleo activo (N activo) y la otra denominada petróleo inactivo (N inactivo) en ese momento. Obviamente, la suma del petróleo activo y el inactivo conforman en petróleo total en sitio (N). Aunque el petróleo total inicial en sitio no cambia, la relación del volumen activo al inactivo cambia en forma tal que con el tiempo el volumen de petróleo activo va creciendo a expensas del petróleo inactivo, hasta llegar al momento en que la totalidad del petróleo inicial es petróleo activo y ha respondido a los descensos de presión causados por los volúmenes crecientes de fluidos producidos. En sistemas de características antes mencionadas (gran tamaño, zonas de baja difusividad, etc.), los cálculos con la EBM generan valores de N que corresponden al volumen de petróleo activo y no al total original en sitio. Por esto, a medida que se repite el cálculo al pasar el tiempo el valor calculado de N aumenta porque refleja el volumen de petróleo activo.

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