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UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE MONAGAS
ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
MATURÍN/ MONAGAS/ VENEZUELA
VALIDACIÓN DEL POTENCIAL DE PRODUCCIÓN Y
LA DECLINACIÓN DE LOS CAMPOS JUSEPÍN - COTOPERÍ,
DISTRITO FURRIAL, ESTADO MONAGAS.
REALIZADO POR:
GUSTAVO JOSE GRANADO GARCIA
Proyecto de Trabajo de Grado
MATURÍN, NOVIEMBRE 2010
UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE MONAGAS
ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
MATURÍN/ MONAGAS/ VENEZUELA
VALIDACIÓN DEL POTENCIAL DE PRODUCCIÓN Y
LA DECLINACIÓN DE LOS CAMPOS JUSEPÍN - COTOPERÍ,
DISTRITO FURRIAL, ESTADO MONAGAS.
REALIZADO POR:
__________________________________
GUSTAVO JOSE GRANADO GARCIA
18.927.945
REVISADO POR:
____________________________
Ing. Ceres Luigi
Asesor Académico
___________________________
Ing. Milagro Maestre
Asesor Industrial
MATURÍN, NOVIEMBRE 2010
ÍNDICE
ÍNDICE.........................................................................................................................vINTRODUCCIÓN.......................................................................................................1CAPÍTULO I................................................................................................................3EL PROBLEMA..........................................................................................................3
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.......................................................3 1.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN......................................................4
1.2.1 General:.......................................................................................41.2.2 Específicos:..................................................................................4
1.3 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO............................................................4CAPÍTULO II..............................................................................................................5MARCO TEÓRICO....................................................................................................5
2.1 ANTECEDENTES............................................................................................5 2.2. DESCRIPCIÓN DE LOS CAMPOS JUSEPÍN - COTOPERÍ...................6
2.2.1 Ubicación de los campos............................................................62.2.2. Descripción de los yacimientos [1]...........................................6
2.3 BASES TEÓRICAS ........................................................................................72.3.1 Declinación de producción.........................................................72.3.2 Curvas de declinación de producción......................................72.3.2.1 Factores que afectan las curvas de declinación [3]...............72.3.2.2 Factores que atenúan la declinación de la producción [3]...92.3.2.3 Análisis de curvas de declinación.........................................112.3.4 Análisis nodal [6]......................................................................17
2.4 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS [7], [8]......................................17CAPÍTULO III..........................................................................................................20MARCO METODOLÓGICO..................................................................................20
3.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN .......................................................................20 3.2 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN............................................................20 3.3 POBLACIÓN Y MUESTRA.........................................................................21 3.4 PROCEDIMIENTO METODOLÓGICO....................................................21
3.4.1 Interpretación del histórico de producción por pozo............213.4.2 Validación del modelo de declinación del campo..................223.4.3 Cálculo del potencial de producción empleando análisis
nodal y la declinación asociada a los pozos mediante métodos gráficos y matemáticos............................................................22
3.4.4 Análisis de los factores que influyen sobre la declinación de producción................................................................................22
3.5 INSTRUMENTOS Y TÉCNICAS................................................................23 3.6 RECURSOS.....................................................................................................23
3.6.1 Humanos...................................................................................233.6.2 Financieros................................................................................233.6.3 Tecnológicos y de información................................................23
3.7 CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES........................................................24REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS...................................................................25
INTRODUCCIÓN
En noviembre de 1993 se firmó un Convenio Operativo entre la entonces filial de
PDVSA, Lagoven, y la empresa Total Oil and Gas Venezuela (TOGV). Su propósito
fue reactivar los yacimientos de las Formaciones La Pica y Carapita y explorar
horizontes profundos del Bloque Jusepín. Es entonces en 1996 cuando se descubre el
yacimiento Nar J-476 con la perforación y completación del pozo J-476 (Exploratorio
en Profundidad); dando inicio al desarrollo del mismo tras su puesta en producción a
principios del año 1997.
Los Yacimientos de Jusepín se caracterizan por ser de tipo volumétricos con
mecanismo de producción predominante la expansión de las rocas y fluidos; ubicados
a una profundidad promedio de 18000 pies con presión original de yacimiento de
12000 lpc. En la actualidad se han perforado un total de 21 pozos en el campo, de los
cuales once (11) son productores activos, cuatro (4) fueron abandonados, tres (3)
inyectores de agua y tres (3) inyectores de gas. La producción diaria del bloque
Jusepín alcanzó 40 MBPD a principios de 1999 para ubicarse a mediados del año
2000 en 30 MBPD y actualmente se maneja una producción de 20 MBPD
aproximadamente.
Tanto el potencial de los pozos, como la declinación de la producción son factores
relevantes para la realización de proyectos, el seguimiento de los yacimientos y otras
actividades importantes para la industria petrolera. Allí radica la importancia de la
realización de este proyecto de investigación, debido a que se realizará el cálculo del
porcentaje de declinación de los yacimientos pertenecientes a los Campos Jusepín-
Cotoperí con datos de producción actuales, para luego hacer una comparación entre
estos nuevos valores y los empleados hasta ahora y observar si se ha mantenido o no
con el tiempo, y de esa manera tener una base confiable que refleje de una forma más
precisa el comportamiento actual de la producción y sus proyecciones. Al mismo
tiempo serán analizados los factores de mayor influencia sobre la declinación de
producción en los diferentes yacimientos de los campos.
2
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Para mantener e incrementar la producción de un campo es necesario conocer la
razón de declinación que éste presenta para luego implementar trabajos de generación
adicional de producción que puedan compensar la disminución.
De acuerdo a los estudios realizados hasta el 2006 en los campos Jusepín – Cotoperí
se estimó un porcentaje de declinación de 9%, para ese momento se tenía una
producción promedio de 34 MBPD a una presión promedio de yacimiento de 8750
lpc, hasta la actualidad se ha venido usando este porcentaje de declinación pero
existen dudas acerca de que se mantenga ese valor, ya que se ha observado una severa
disminución de la producción durante los últimos años la cual se ubica actualmente
alrededor de los 21.6 MBPD, manteniendo una presión promedio de 7500 Lpc
aproximadamente por lo que se cree que ha venido incrementando la declinación.
Todo esto conllevó a la necesidad de realizar la validación de este porcentaje de
declinación mediante un estudio que refleje el comportamiento real y actualizado de
la producción, lo cual permitirá entonces obtener valores representativos y a su vez
mejores proyecciones con respecto a la producción.
1.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
1.2.1 General:
Validar el potencial de producción y la declinación de los Campos Jusepín - Cotoperí.
1.2.2 Específicos:
Interpretar el histórico de producción por pozo.
Validar el modelo de declinación de los Campos Jusepín - Cotoperí.
Calcular el potencial de producción empleando análisis nodal y la
declinación asociada a los pozos mediante métodos gráficos y matemáticos.
Analizar los factores que influyen sobre la declinación de producción.
1.3 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO
La información que maneja la empresa corresponde a estudios realizados hasta el año
2006 cuando PDVSA toma el control de las actividades en estos campos. Todas las
estimaciones de producción actuales y las proyecciones futuras se han realizado en
base a estos valores, los cuales generan resultados que no están de acuerdo con la
realidad actual.
La importancia de este estudio radica en que la empresa podrá tener una base
confiable para proyectar de una manera más precisa el potencial y la declinación de la
producción actual y futura usando datos recientes. Todo ello permitirá optimizar los
procesos realizados en la industria petrolera, debido a que la predicción del
comportamiento futuro de producción de un yacimiento resulta de gran importancia
en el análisis y desarrollo económico de sus actividades.
4
Qo= 388 MBNPD Qo= 388 MBNPD Np= 2 441 MMBNNp= 2 441 MMBN
RGP= 1589 PC/BNRGP= 1589 PC/BNGp= 2 736 MMMPCGp= 2 736 MMMPC
Corte de Agua= 19 %Corte de Agua= 19 %Wp= 170 MMBAWp= 170 MMBA
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 ANTECEDENTES
Bianchi, E. (2005) Elaboró un trabajo de grado titulado: “Determinación de la
declinación de producción en yacimientos pertenecientes al campo Melones, unidad
de explotación pesado oeste, distrito sur -San Tomé”. Evaluó el comportamiento de
las curvas de declinación de producción de los yacimientos empleando la aplicación
OFM, determinó que el campo Melones declina en un 22.04% anual, mientras que el
campo Melones central declina en un 20.22% anual.
De Sousa, J. (2007) Realizó un trabajo de grado titulado: “Determinación del factor
de declinación mediante métodos empíricos y estadísticos del campo Orocual, norte
de Monagas”. Estimó el factor de declinación permitiendo llevar el seguimiento
óptimo del potencial de producción del campo. Empleando el método propuesto por
Arps, OFM y mediante el método de promedios ponderados obtuvo un valor de
declinación anual efectivo de 24.4% para el campo Orocual.
Chinchilla, P. (2008) Elaboró un trabajo de grado titulado “Validación del potencial
de producción y la declinación del campo el Furrial, distrito norte, estado Monagas”.
Estuvo dirigido hacia la determinación de los potenciales de un grupo de pozos,
mediante la aplicación Wellflo, necesarios para planificación de producción y la
declinación del campo por métodos gráficos empleando OFM, las curvas propuestas
por Arps y Fetkovich y métodos matemáticos de mínimos cuadrados, promedios
ponderados y hojas de potenciales, obteniendo así un valor promedio de declinación
de 16% anual.
2.2. DESCRIPCIÓN DE LOS CAMPOS JUSEPÍN - COTOPERÍ
2.2.1 Ubicación de los campos
Se encuentran localizados en la subcuenca de Maturín al Noreste de Venezuela 30 km
al Oeste de la ciudad de Maturín. El campo limita al Norte con el campo
Chaguaramal, al Este con Boquerón, al Sur con los campos El Furrial y El Corozo y
al Oeste con el Campo Mulata.
Figura N° 2.1 Ubicación Geográfica del Campo Jusepín.
Fuente: Base de datos Jusepín (PDVSA)
2.2.2. Descripción de los yacimientos [1]
Las estructuras de los campos Jusepín y Cotoperí corresponden a sobrecorrimientos
paralelos al tren de El Furrial, formando dos estructuras diferentes denominadas
Jusepín Profundo y Cotoperí. Al mismo tiempo estas estructuras se encuentran
divididas por fallas y rampas laterales las cuales configuran 5 yacimientos diferentes.
El área Jusepín presenta alta complejidad en la producción de fluidos dada la
presencia de bitumenes y asfaltenos (observado en todos los pozos), además de la
existencia de una estructura anticlinal compresiva compleja, donde se pueden
observar tres bloques productores en la estructura de Jusepín denominados Panel
Central, Panel Este y Panel Oeste.
6
2.3 BASES TEÓRICAS
2.3.1 Declinación de producción
La declinación es el descenso en la capacidad de producción de crudo y/o gas de un
pozo o conjunto de pozos como consecuencia de una disminución de la presión
interna del yacimiento debido al vaciamiento de éste, lo que conlleva a una reducción
de los niveles energéticos. Esta declinación sigue un comportamiento que obedece a
las curvas de declinación establecidas por Arps (1945) [2], como exponencial,
hiperbólica y armónica.
2.3.2 Curvas de declinación de producción
Los métodos de análisis de declinación de producción representan una herramienta
útil y rápida para determinar la pérdida en la capacidad de producción de los pozos,
yacimientos y campos de petróleo y/o gas y al mismo tiempo predecir la futura
capacidad de producción de los mismos.
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 tomar en
cuenta que en un pozo pueden ocurrir cambios de la tasa de producción durante la
vida productiva del mismo.
2.3.2.1 Factores que afectan las curvas de declinación [3]
El comportamiento de las curvas de declinación está afectado por los siguientes
factores:
a) Períodos desiguales de tiempo
La prueba de los pozos, mediciones, entre otros, no se efectúan en los pozos
considerando los mismos lapsos de tiempo entre prueba y prueba, lo que hace que los
7
promedios entre diferentes tiempos no estén bien ponderados. Lo ideal es efectuar
siempre las pruebas en lapsos de tiempo igual y a todos los pozos al mismo momento.
Sin embargo, este es un factor que no afecta mucho al estudio de la declinación.
b) Cambio de productividad de los pozos
La producción de los pozos se ve afectada por una declinación natural. Cuando en
determinados pozos su producción llega a valores bajos, son sometidos a reparaciones
con el objeto de incrementar nuevamente su producción. Generalmente estos cambios
no se pueden tomar en cuenta porque no se puede predecir cuando ello ocurrirá.
c) Terminación de nuevos pozos
Al terminar un nuevo pozo, la tasa de producción del yacimiento incrementará. 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.
d) Interrupción de los programas de producción
Cuando dentro de la vida productiva de un yacimiento 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 se
reactive (por lo general hay aumento al restablecer condiciones en el reservorio) y si
continuará con el mismo comportamiento anterior al cierre. Esto causa notables
problemas en el estudio de las curvas de declinación. Una ayuda para ello es conocer
los mecanismos de producción del yacimiento, lo cual permitirá fijar algún criterio al
respecto.
e) Veracidad de datos
Cuando no se tiene certeza sobre la información disponible como representativa del
comportamiento de un yacimiento, caso frecuente para campos muy antiguos donde
se desconoce cómo se efectuaban las mediciones, no se debe hacer cálculos en base a
8
dichos datos. Siempre es aconsejable trabajar con datos recientes, sobre los cuales se
tiene mayor certeza.
f) Prorrateo
Se refiere a estaciones compartidas por varias unidades de producción, donde
convergen pozos de diferentes campos. La producción diaria es dividida en función a
un porcentaje estadístico asignado para cada campo de acuerdo a pruebas realizadas
sin representar la verdadera declinación de sus pozos, en especial si no se cuenta con
pruebas recientes.
2.3.2.2 Factores que atenúan la declinación de la producción [3]
Cambio de productividad de los pozos
En el punto anterior fue explicado que este factor afecta la declinación de la
producción, pero su efecto es el de atenuarla. Dicho efecto se logra realizando
actividades generadoras de potencial, las cuales pueden enmascarar los resultados
verdaderos de declinación del campo. Las actividades generadoras de potencial son
aquellas que contribuyen al aumento de potencial mediante trabajos de perforación y
recuperación adicional, reperforación, reparación de pozos con taladro y plataforma,
inyección de vapor y otras actividades generadoras. Algunas de estas actividades son:
Reparación y reacondicionamiento de pozos (RA/RC)
Un reacondicionamiento se define como un trabajo realizado en pozos de petróleo,
gas o de inyección, después de haberse cumplido la perforación y completación
inicial. En cambio, una reparación de pozos se define como un trabajo realizado para
corregir fallas mecánicas en el equipo de fondo.
Algunos ejemplos de reacondicionamiento de pozos son: el cambio del intervalo de
completación existente mediante cañones; controlar la producción de petróleo o gas;
controlar problemas de producción de arena mediante tamices ranurados, empaques
con grava o consolidación en sitio. Ejemplos de reparación serían: reparar filtraciones
9
(fugas) en el revestidor, empacaduras y tuberías de producción o limpiar el hoyo del
pozo con el fin de eliminar tapones de arena, parafina, desechos metálicos y otros.
Estimulación de pozos
Puede definirse como el aumento en la permeabilidad en la vecindad del pozo. La
estimulación de pozos se logra por cañoneo, acidificación, fracturamiento hidráulico
y por el uso de agentes tales como bactericidas, compuestos reductores de la tensión
superficial, demulsificantes, disolventes de parafinas, etc. A continuación se explica
una de estas actividades:
Fracturamiento hidráulico
Se lleva a cabo bombeando un fluido apropiado hacia formaciones consolidadas a una
tasa mayor que aquella a la que el fluido puede salir de la roca, como consecuencia, la
presión del fluido se incrementa suficientemente como para romper el esfuerzo
compresivo de la formación que mantiene el material de la roca unido, de tal manera
que ésta se fractura a lo largo de un plano perpendicular al menor esfuerzo
compresivo en la matriz de la formación. De esta forma se logra incrementar la
productividad mediante la creación de un camino altamente conductivo (comparado
con permeabilidad del yacimiento), a cierta distancia del pozo hacia la formación.
Actividades de mantenimiento de potencial
Son aquellas que ayudan al mantenimiento o restitución, sin que haya generación
adicional de potencial por este concepto. Los mismos se refieren a actividades que se
realizan en pozos activos e inactivos, con el objetivo principal de mejorar sus
condiciones productivas, estos incluyen sacar las varillas y tuberías de producción,
reemplazar bombas de subsuelo, trabajos de limpieza de pozos, así como trabajos de
inducción a producción y trabajos a cable para los cuales se requiere taladro y
reparaciones menores donde éstos no sean necesarios.
La importancia de estas actividades radica en que gracias a ellas, se contrarresta el
efecto de la declinación de producción y se logra el objetivo de que el potencial al
10
final del período sea igual o ligeramente mayor al potencial al inicio del período.
2.3.2.3 Análisis de curvas de declinación
El estudio de la declinación de producción de un yacimiento o pozo en particular
puede hacerse de acuerdo a dos procedimientos, en forma gráfica o matemática.
Métodos gráficos [4]:
El método consiste en lo siguiente:
La vida del yacimiento se representa gráficamente en diferentes tipos de papel
(normal, semilog, etc.).
Una vez determinada la representación gráfica más conveniente, efectuar las
correspondientes extrapolaciones (predicción) hasta las condiciones de abandono.
En general, lo que se persigue en el método gráfico es encontrar en algún tipo de
papel (normal, semilog, log-log, etc.), que el comportamiento siga una línea recta.
Esto tiene una ventaja inmediata, manejo fácil y rápido. Su uso es recomendable
cuando no requiere mucha precisión, ya que tiene como desventaja que a través de los
puntos se pueden trazar muchas rectas.
Método matemático:
Por medio de este método se trata de encontrar una expresión matemática en base a la
información disponible hasta la fecha y luego utilizar dicha expresión para predecir
(reservas existentes, tiempo de abandono, etc.). Realmente es el mismo método
gráfico pero obteniendo la mejor línea recta (u otra curva) que pase a través de los
puntos datos. Para hallar esta mejor línea recta, se utilizan diferentes métodos
estadísticos entre los que tenemos:
11
a.- Método de la pendiente-intersección:
Consiste en trazar una recta cualquiera a través de los puntos graficados y entonces
determinar su pendiente y su intersección con el eje “Y”.
Esos valores definen la ecuación de esa recta.
b.- Método de los puntos notables:
De la información disponible ya graficada, se eliminan aquellos puntos que
posiblemente y en relación a la gran mayoría presenten error (muy distantes de la
posible solución) y con los puntos que se estima no tengan error, se determina la
ecuación de la línea recta.
c.- Método de los promedios:
Considera a los puntos que están sobre la línea recta como una serie de puntos y a los
que están abajo como otra serie de puntos.
d.- Método de los mínimos cuadrados:
Dada la ecuación de la recta, Ecuación 2.1
Y = m x + a (Ecuación 2.1)
El cálculo de “m” y “a” se realiza de la siguiente manera:
( ) ( )( )
( )∑∑
−
−⋅−=
i i
i ii
XX
YYXXm
2
(Ecuación 2.2)
a = Y – m . X (Ecuación 2.3)
Donde:
X: Término independiente. Y: Término dependiente.
m: Pendiente de la recta. X y Y : medias de X y Y, respectivamente.
a: Intersección con el eje “Y”.
12
2.3.3 Tipos de declinación
2.3.3.1 De acuerdo con la naturaleza de la declinación
Declinación energética.[5]
Es la declinación de la tasa de producción debido al agotamiento natural del
yacimiento (caída de presión). Se obtiene al graficar producción vs tiempo y ajustar
una curva exponencial. Tomando en cuenta todos los pozos activos o inactivos con
disponibilidad inmediata durante todo el período evaluado y que no fueron
rehabilitados ó estimulados, ni se les hizo cambio en el método de producción, ni se
les modificó el tamaño del reductor en la línea de flujo. En este caso el número de
pozos a principio y a final del período debe ser el mismo.
Declinación mecánica.
La declinación mecánica se refiere a la disminución de la capacidad de producción
del yacimiento a causa de pozos que salen anualmente del programa de producción,
debido a que requieren ser reparados o que pasaron a producir en otra zona.
Esta relacionada con la disminución de la efectividad de los métodos de producción
por causas inherentes a la formación, tales como: arenamiento, daño a la formación,
producción de asfaltenos, producción de finos, incremento de la producción de
fluidos indeseables (agua y/o gas), cuando la presión de fondo cae por debajo de la
presión de burbujeo; y otros problemas en el pozo como deterioro de la tubería de
producción, empacaduras, entre otros. Recientemente algunos expertos prefieren
denominar este tipo de declinación como capacidad de pérdida de producción, porque
consideran que éste involucra factores que no son, exclusivamente de índole
mecánico.
La declinación mecánica, se expresa como porcentaje de la capacidad de producción,
se determina como el número de pozos dañados por año, multiplicado por la
capacidad promedio de producción por pozo y dividido por el potencial actual del
yacimiento.
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Declinación total.[5]
Es la declinación de producción provocada tanto por el efecto energético como
mecánico, en este tipo de declinación se toman en cuenta los pozos activos e
inactivos con disponibilidad inmediata, al comienzo del período evaluado. Pero en el
momento que alguno de los pozos inicialmente seleccionados es cerrado para
rehabilitación, IAV, cambio en el método de producción, es excluido por el resto del
período. Asimismo, se excluyen los pozos a los que se le modifica el tamaño del
reductor en la línea de flujo. En este caso el número de pozos al principio es mayor
que al final del período. Luego se construye una gráfica de producción B/D Vs
Tiempo en meses y mediante regresión se ajusta una curva exponencial, cuyo
exponente representa la declinación total mensual en el período de tiempo evaluado.
2.3.3.2. De acuerdo con el comportamiento de la tasa de producción [3]
Declinación exponencial
Declinación hiperbólica
Declinación armónica
La ecuación básica para representar la declinación de un yacimiento tiene la forma:
( ) biit Dtbqq 11 −⋅⋅+⋅= (Ecuación 2.4)
Donde:
qt = Tasa de producción a un tiempo t, (Bls/día, Bls/mes, Bls/año)
qi = Tasa de producción a un tiempo t1 = 0, (Bls/día, Bls/mes, Bls/año)
Di = Tasa de declinación nominal, (Dia-1, mes-1, año-1)
b = Exponente de declinación, (Dia-1, mes-1, año-1)
t = Tiempo, (Días, meses, años)
El valor de “b” determinará el tipo de declinación. La ecuación anterior (Ecuación
2.4) se fundamenta en las siguientes suposiciones:
14
Los pozos producen a presiones de fondo constante.
Las áreas de drenaje de los pozos permanecen constantes y no poseen barreras de
flujo. Si el agua de un acuífero o el gas de una capa de gas entra al área de
drenaje del pozo, el tipo de declinación cambia.
La formación alrededor de los pozos mantiene permeabilidad (K) y factor de
daño/estimulación (S) constantes. Si K y S cambian durante la vida productiva de
los pozos, las tasas de declinación cambian.
Curva de declinación exponencial
Se dice que ocurre una declinación exponencial de la tasa de producción cuando la
variación de la tasa de producción con el tiempo expresada como una fracción de ella
misma es una constante. Para este caso, el exponente de declinación “b” es igual a
cero (b=0).
303,2)(log)(log 0
tDqqt
⋅−= (Ecuación 2.5)
Donde:
qt = Tasa de producción a un tiempo t, (Bls/día, Bls/mes, Bls/año)
qi = Tasa de producción a un tiempo t = 0, (Bls/día, Bls/mes, Bls/año)
D = Tasa de declinación nominal, (Dia-1, mes-1, año-1)
T = Tiempo, (Días, meses, años)
La ecuación permite identificar el tipo de declinación exponencial y predecir el
comportamiento futuro de la tasa de producción de petróleo del pozo o yacimiento.
Dicha ecuación resulta una línea recta en papel semilogarítmico, si se grafica q en la
escala logarítmica con respecto a t en escala cartesiana. El término D es la pendiente
de la línea recta, frecuentemente llamada tasa de declinación.
Curva de declinación hiperbólica
Cuando la variación del inverso de la constante de declinación con tiempo es una
constante se dice que la declinación es hiperbólica. Para este caso el valor de “b” es
mayor que cero pero diferente de 1. Graficada en papel semilogarítmico esta curva se
15
desvía por encima de la línea recta de la declinación exponencial, con tendencia a
hacerse paralela a la coordenada del tiempo.
La definición matemática de la declinación hiperbólica es la siguiente:
dtdq
q
Da
−== 1(Ecuación 2.6)
Al derivar la ecuación anterior con respecto al tiempo, obtenemos la expresión del
exponente de declinación (b):
( )[ ]b
dt
dtdqqddtda =−= //
/ (Ecuación 2.7)
( ) biit Dtbqq
11 −⋅⋅+= (Ecuación 2.8)
En forma logarítmica queda:
)1(log1
loglog tDbb
qq iit ⋅⋅+⋅−= (Ecuación 2.9)
La ecuación permite predecir el comportamiento de la tasa de producción de petróleo
del pozo o yacimiento una vez que los parámetros Di y b han sido determinados. Esta
ecuación puede representarse en un papel especial (según el valor de b), obteniéndose
una línea recta de pendiente m = b ⋅ Di ⋅ qi-b
Curva de declinación armónica
Este es un caso particular de la declinación hiperbólica cuando b = 1. El factor de
declinación decrece proporcionalmente con la tasa de producción. En pocos casos
reales, encontramos que la declinación armónica se adapta al comportamiento de la
historia de producción de un yacimiento. Tanto la gráfica de qt vs t como la de log qt
vs t, describen una línea curva.
La ecuación diferencial que define la declinación armónica es:
1/
−=
dtdq
q
dt
d(Ecuación 2.10)
16
Procediendo en forma similar al caso de declinación hiperbólica se obtiene:
( ) 11 −⋅+= tDqq ii(Ecuación 2.11)
2.3.4 Análisis nodal [6]
El Análisis Nodal es una de las técnicas mas utilizadas para optimizar sistemas de
producción, dada su comprobada efectividad y confiabilidad a nivel mundial;
mediante aplicación de esta técnica se adecua la infraestructura tanto de superficie
como de subsuelo.
El objetivo del análisis nodal en los sistemas de producción, es modelar las
condiciones de flujo de un pozo de gas o petróleo para predecir las tasas de flujo y
optimizar los elementos del sistema. Se considera para el estudio el comportamiento
del flujo de fluidos desde el fondo del pozo hasta el cabezal del mismo.
El proceso consiste en seleccionar un punto de división en el pozo, llamado nodo, y
dividir el sistema en ese punto. Las ubicaciones de los nodos más comunes se
muestran en el cabezal, línea de flujo o tubería de producción.
2.4 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS [7], [8]
Asfaltenos
Son depósitos orgánicos que provienen de la perturbación del equilibrio de los
crudos, y pertenecen al grupo de los bitúmenes, en el cual se encuentran también los
maltenos y las resinas. Estos compuestos, a ciertas condiciones de presión, ocasionan
diversos problemas como el bloqueo de tuberías de extracción y transporte de crudo,
reducción de su aprovechamiento económico y contaminación de los ecosistemas.
Daño
Se define daño a la formación como cualquier restricción al flujo de fluidos en el
medio poroso, causada por la reducción de la permeabilidad en la vecindad del pozo,
17
por la producción de fluidos o por la penetración de los fluidos durante las
operaciones de perforación, terminación y / o rehabilitación del pozo.
Estimulaciones
Técnicas de rehabilitación aplicadas a los pozos, para estimular su capacidad
productora. Entre estas técnicas se encuentran: forzamiento de arena con petróleo,
forzamiento de arena con agua, fracturamiento, acidificación, lavado de perforaciones
y Frac Pack, entre otros.
Factor de recobro
Es la relación expresada en porcentaje que existe, de acuerdo con métodos
reconocidos por la industria petrolera, entre el hidrocarburo que puede ser recuperado
de un yacimiento y el hidrocarburo original existente en el mismo yacimiento.
Potencial de producción
Es el máximo nivel de producción que puede tener un pozo o yacimiento en
condiciones óptimas de operación.
Pozos categoría 1
Es el término utilizado en la industria para identificar aquellos pozos que se
encuentran activos en producción.
Pozos categoría 2
Aquellos pozos inactivos con disponibilidad inmediata de producción, es decir,
esperan por reparaciones y/o mantenimientos menores de las instalaciones asociadas.
Pozos categoría 3
Se refiere a pozos inactivos con disponibilidad no inmediata de producción, debido a
reparaciones y/o mantenimientos mayores de las instalaciones asociadas.
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Producción acumulada
Se refiere al volumen bien sea de petróleo (Np) o gas (Gp) producidos desde el inicio
de producción del pozo hasta la actualidad.
Prueba de producción
Medición de la producción de fluidos (petróleo, agua y gas) de un pozo.
Reductor
Dispositivo mecánico que se coloca en los pozos para controlar el flujo de fluidos.
Recuperación primaria
Constituye la primera etapa de producción de un yacimiento, donde la producción del
mismo se debe a su energía natural, sin que agentes externos contribuyan con el
aumento o mantenimiento de dicha energía.
Recuperación secundaria
Consiste en incrementar la energía natural del yacimiento con el fin de desplazar el
petróleo hacia los pozos productores.
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CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
3.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN
Según el grado de profundidad con el cual se abordará el problema, se realizará una
investigación de nivel descriptivo, ya que se analizará e interpretará el histórico de
producción de los pozos pertenecientes los Campos Jusepín - Cotoperí, para
establecer la declinación del mismo y comparar el resultado con el modelo que se
tiene actualmente.
Para Arias, (2006), (p. 24). “La investigación descriptiva consiste en la
caracterización de un hecho, fenómeno o grupo con el fin de establecer su estructura
o comportamiento.”
3.2 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN
Con respecto a la estrategia que se adoptará para responder al problema planteado,
será necesario definir el diseño de la investigación como documental, debido a que la
información y los datos requeridos se obtendrán a través de la búsqueda,
recuperación, análisis, crítica e interpretación de datos primarios (Historias de
Producción) recopilados en la data y archivos de la empresa.
De acuerdo a Arias, (2006), (p. 27). “La investigación documental es un proceso
basado en la búsqueda, recuperación, análisis, crítica e interpretación de datos
secundarios, es decir, los obtenidos y registrados por otros investigadores en fuentes
documentales: impresas, audiovisuales o electrónicas.”
3.3 POBLACIÓN Y MUESTRA.
Para los efectos de este estudio se considerará como población a los 11 pozos
productores pertenecientes al Campo Jusepín Profundo, Distrito Furrial. Por otro
lado, la muestra estará representada por los mismos 11 pozos productores que se han
mantenido activos entre el año 1996 hasta Julio del año 2010, sin importar si fueron
sometidos a cambios de estado de producción durante este lapso de tiempo.
Según Arias F. (2006) (p 81 y 83) “La población o en términos mas precisos
población objetivo, es un conjunto finito o infinito de elementos con características
comunes para los cuales serán extensivas las conclusiones de la investigación”, y la
muestra es un “subconjunto representativo y finito que se extrae de la población
disponible”.
3.4 PROCEDIMIENTO METODOLÓGICO
A fin de desarrollar de manera secuencial los objetivos planteados se
definieron los siguientes pasos:
3.4.1 Interpretación del histórico de producción por pozo.
Durante el desarrollo de esta etapa se establecerán periodos de estudio durante los
cuales se observará el histórico de producción de cada pozo, para identificar el
comportamiento de cada uno de ellos durante su vida productiva y sus potenciales de
producción. Se establecerán 4 periodos, a partir del año 2006 hasta la actualidad, en
los que los pozos hayan permanecido sin cambio reductor, con la finalidad de realizar
un estudio detallado de la declinación tomando en cuenta los trabajos y pruebas
realizadas en cada uno de los pozos, durante cada lapso de tiempo, que puedan alterar
el comportamiento de producción.
21
3.4.2 Validación del modelo de declinación del campo.
Para los Campos Jusepín y Cotoperí se compararán las curvas patrón propuestas por
Fetkovich[10] y las curvas propuestas por ARPS[2] para la selección del modelo de
declinación, con el comportamiento de producción para determinar cual es la que
mejor se ajusta a la declinación real de dicho campo.
Esta etapa requerirá la generación de gráficas de producción vs tiempo mediante
varios métodos y escalas distintas para poder validar el modelo de declinación del
campo.
3.4.3 Cálculo del potencial de producción empleando análisis nodal y la
declinación asociada a los pozos mediante métodos gráficos y matemáticos.
En esta etapa se implementará el uso de análisis nodales de cada pozo para estimar
los potenciales de producción, por pozos, por grupo de pozos y por yacimientos para
obtener el potencial promedio del campo, siempre y cuando cumplan con las
condiciones necesarias de poseer lapsos de tiempos donde su producción no haya sido
alterada por agentes externos, de esta manera se podrán obtener las condiciones
óptimas de producción. Luego se crearán gráficos por medio de las aplicaciones OFM
y EXCEL a partir de la tasa de producción del campo (Qo) vs tiempo (t) en diferentes
escalas, se establecerá una tendencia adecuada y se calculará la declinación del
campo.
3.4.4 Análisis de los factores que influyen sobre la declinación de producción.
En esta etapa se llevará a cabo la revisión de los históricos de la vida productiva de
cada pozo, en los cuales se observará y estimará cuales fueron las condiciones o
factores que ocasionaron la declinación de la producción del campo, se evaluaran
cada uno de ellos y se identificará el factor de mayor incidencia sobre la declinación
de la producción.
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3.5 INSTRUMENTOS Y TÉCNICAS
Recopilación bibliográfica
Durante el desarrollo de este proyecto se realizará una extensa revisión bibliográfica
relacionada al campo y tema en estudio, con la finalidad de cumplir con todos los
pasos que permitan lograr cada actividad, además de obtener una base para sustentar
el marco teórico de la investigación. Para ello se emplearán informes, reportes,
trabajos de grado, manuales y textos de diversos autores.
Entrevistas no estructuradas
Se contará con el personal del Departamento de Yacimientos del Distrito Furrial,
dispuesto a brindar la asesoría necesaria así como también a los profesores de la
Universidad de Oriente para adquirir conocimientos de las características del área de
estudio y el apoyo para el mejor desarrollo de cada uno de los objetivos.
3.6 RECURSOS
3.6.1 Humanos
Se contará con el apoyo de personal calificado que labora en la empresa PDVSA,
integrado por ingenieros de yacimientos, optimización, producción, geólogos y de
sistemas del distrito Furrial. De igual manera se contará con la colaboración de los
profesores que laboran en la Universidad de Oriente Núcleo Monagas.
3.6.2 Financieros
La empresa PDVSA financiará económicamente el estudio durante el tiempo
programado.
3.6.3 Tecnológicos y de información
La empresa facilitará el acceso a la base de datos, manuales, fichas técnicas, software,
programas y aplicaciones necesarias para el desarrollo del proyecto.
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3.7 CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES
Tabla 3.1
VALIDACIÓN DEL POTENCIAL DE PRODUCCIÓN Y LA DECLINACIÓN DE LOS
CAMPOS JUSEPÍN - COTOPERÍ, DTTO FURRIAL, ESTADO MONAGAS2010 2011
JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE ENEROACTIVIDADES 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4
1,- Interpretación del histórico de producción por pozo
2,- Validación del modelo de declinación del campo
3,- Cálculo del potencial de producción empleando análisis nodal y la declinación asociada a los pozos mediante métodos gráficos y matemáticos.
4,- Análisis de los factores que influyen sobre la declinación de producción.
Duración: 6 MesesTesista: Gustavo Granado Asesor Industrial: Ing. Milagro MaestreAsesor Académico: Ing. Ceres Luigi
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
1-.PDVSA (2006). “Informe técnico recuperación secundaria Jusepín”.
2-.ARPS, J. (1945). “Analysis of decline curves”. The British-American Oil
Producing Co. SPE 945228-G. 228-247.
3- RODRÍGUEZ, J (2007). “Ingeniería básica de yacimientos”. (p. 142-148;130-132)
4-.RIVERA, J. “Prácticas de ingeniería de yacimientos petrolíferos”. (Septiembre
2004) (P. 346)]
5-.MACHADO C., MATTHEUS L., PIÑA R., LUZARDO J., RODRÍGUEZ F., RATTIA A., SLAVION J.,
RIVAS O., DÍAZ J., CARVAJAL A. Y ÁLVAREZ C. (2001). “Definiciones y
procedimientos para el cálculo y seguimiento del potencial de producción.
manual del comité técnico de potencial y reservas”, PDVSA, Venezuela. (P. 7-
8)
6-.Maggiolo, R (2008). “Optimización de la producción mediante análisis
nodal”. ESP OIL (P. 2)
7-.CIED (1995). “Daño a la Formación” (P.01).
8-.PARIS, M. (2009) “Fundamentos de ingeniería de yacimientos”. Ediciones Astro
Data S.A. (P.49-50; 506-519)
9-.ARIAS, F. (2006). “El Proyecto de Investigación. Guía para su elaboración”,
Editorial Episteme C.A. 5ta. Edición, Caracas, Venezuela.
10-.FETKOVICH, M. J. (1980). “Decline curve analysis using type curves”. SPE 4629.
1065-1077.
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