UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA...

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

ii

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 20XX

Reservados todos los derechos de reproducción

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. 7 Producción Futura del pozo DRRA-014TI ................................... 73



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







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.

3

1. INTRODUCCIÓN

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.

7

2. MARCO TEÓRICO

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


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


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


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


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


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


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


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)


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


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


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.

46

3. METODOLOGÍA

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


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


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


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.

56

4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

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


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


2.12

𝒒𝒕 = 𝟏𝟑𝟕. 𝟗𝟗𝟕𝟔𝑩𝑷𝑷𝑫


ecuación 2.13

𝑵𝒑 = 𝟓𝟐𝟑𝟐𝟔. 𝟗𝟗𝟐𝟐 𝒃𝒍𝒔


la ecuación 2.15

%𝑫𝒆𝒄𝒍𝒊𝒏𝒂𝒄𝒊ó𝒏 = 𝟖. 𝟏𝟑𝟖𝟐


𝒕 = 𝟓𝟗. 𝟗𝟑 𝒂ñ𝒐𝒔

64

Declinación Armónica b=1

Calculamos la constante de declinación armónica con la ecuación 2.17

𝑫 = 𝟎. 𝟎𝟕𝟑𝟑𝟏

𝒂ñ𝒐𝒔


2.17

𝒒𝒕 = 𝟏𝟑𝟖. 𝟖𝟐𝟒𝟐𝑩𝑷𝑷𝑫


ecuación 2.19

𝑵𝒑 = 𝟐𝟒 𝟕𝟏𝟐. 𝟐𝟗𝟑𝟐𝒃𝒍𝒔


la ecuación 2.21

%𝑫𝒆𝒄𝒍𝒊𝒏𝒂𝒄𝒊ó𝒏 = 𝟕. 𝟗𝟎𝟗𝟖


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


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




2015 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26100

500

1000R

AT

E_O

IL

Date



Phase : Oil

Case Name : Case1

b : 0

Di : 0.0125727 M.n.

qi : 526

ti : 06/30/2016

te : 06/30/2026


Cum. Prod. : 0.526

Cum. Date : 06/30/2016

Reserv es : 991.677


EUR : 992.203





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


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.


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.



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



puede observar en la Tabla 4.5 y 4.6


m= 0,0073

b= 21.802

D=1/b

D= 0.0459



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


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




2015 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26100

500

1000R

AT

E_O

IL

Date



Phase : Oil

Case Name : Case1

b : 0

Di : 0.00727344 M.n.

qi : 258

ti : 06/30/2016

te : 06/30/2026


Cum. Prod. : 0.258

Cum. Date : 06/30/2016

Reserv es : 628.554


EUR : 628.812





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


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.


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.



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



puede observar en la Tabla 4.8 y 4.9


m= 0.0738

b= 12,829

D=1/b

D= 0,0776



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

76

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

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.

84

ANEXOS

85

ANEXO 1. COMPLETACIÓN DEL POZO DRAGO-006UI

(Agencia de Regulación y Control Hidrocarburifero, 2015)

86

ANEXO 2. COMPLETACIÓN DEL POZO DRAGO-011UI


87

ANEXO 3: COMPLETACIÓN DEL POZO DRAGO-014TI


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