Simulación de Yacimientos Cálculo de declinación de producción hasta agotar reservas; 2 ejemplos objetivos
David Usiña
1. Cálculo de declinación de producción ejemplos objetivos
hasta agotar
reservas; 2
2. Abstract En siguiente trabajo tiene como objetivo analizar y determinar uno de los distintos métodos que existen para el cálculo volumétrico de las reservas tanto de petróleo, gas y condensado de gas. Las reservas están definidas como aquellas cantidades de petróleo las cuales anticipadamente se consideran comercialmente recuperables de una acumulación conocida en una fecha determinada. Todas las estimaciones de reservas involucran un grado de incertidumbre, la cual depende principalmente de la cantidad de información de geología e ingeniería confiable y disponible al tiempo de la interpretación de esos datos. El grado relativo de incertidumbre conduce a clasificar básicamente las reservas en: probadas y no probadas. Las no probadas tienen menos certezas de ser recuperadas que las probadas y se clasifican en probables y posibles. La declinación de producción es un método para determinar las reservas. Es el descenso de la capacidad de producción de un yacimiento, se origina como consecuencia de una disminución de la presión interna de este, lo que conlleva a una reducción de los niveles energéticos del mismo. Básicamente se han reconocido tres tipos de curvas de declinación de producción: Exponencial, Hiperbólica y Armónica. Por lo general, se selecciona el tiempo y la producción acumulada como variables independientes y se utiliza el eje de las abscisas para graficarlas. Se emplean para calcular las reservas remanentes de un yacimiento, gracias a la extrapolación del comportamiento de producción, con la finalidad de diagnosticar el tipo de mecanismo de empuje del reservorio, el factor de recobro y su historial de producción. Permiten establecer un modelo dinámico de los volúmenes de hidrocarburo presentes en el yacimiento, puesto que se basan en las fluctuaciones presentes en cada pozo y yacimiento o por medidas económicas aplicadas durante la proceso. Las curvas principales de declinación están referidas a producción diaria en función del tiempo.
3. RECURSOS 3.1. Curvas de declinación de Producción La declinación es el descenso de la capacidad de producción de un yacimiento, se origina como consecuencia de una disminución de la presión interna de este, lo que conlleva a una reducción de los niveles energéticos del mismo. Otro factor que ocasiona una caída de producción es el factor mecánico. Las curvas de declinación de producción representan el método más usado, en la predicción del comportamiento futuro de producción de un pozo, un grupo de pozos, yacimiento y/o campo, ya que este es fácil y confiable. Las curvas de declinación permiten estimar las reservas a recuperar durante la vida productiva y hacer comparaciones con los estimados por otros métodos como el balance de materiales. Se emplean para calcular las reservas remanentes del yacimiento, gracias a la extrapolación del comportamiento de producción, con la finalidad de diagnosticar el tipo de mecanismo de empuje del reservorio, el factor de recobro y su historial de producción. Permitan establecer un modelo dinámico de los volúmenes de hidrocarburo presentes en el yacimiento, puesto que se basan en las fluctuaciones presentes en cada pozo o por medidas económicas aplicadas durante la proceso. Las curvas principales de declinación están referidas a: Producción Diaria vs Tiempo y Producción Diaria vs. Producción Acumulada.
3.1.1. Tipos de Declinación De acuerdo a las causas que influyen en la declinación de producción se tienen la Declinación Energética y la Declinación Mecánica. La Declinación Total será la suma de la declinación energética más la declinación mecánica. 3.1.1.1. Declinación energética Es la declinación de la tasa de producción debido al agotamiento de energía del yacimiento (caída de presión) y/o a la disminución de la permeabilidad relativa al petróleo y saturación de petróleo alrededor del pozo. 3.1.1.2. Declinación mecánica Esta relacionada con la disminución de la efectividad de los métodos de producción, problemas inherentes a la formación, tales como: arenamiento, daño a la formación, producción de asfaltenos, y problemas en el pozo como deterioro de la tubería de producción, empacaduras, etc. Recientemente algunos expertos prefieren denominar este tipo de declinación como Capacidad
de Pérdida de Producción, ya que esto involucra factores que no son exclusivamente de índole mecánico. 3.1.2. Tipos de Curvas de Declinación de Producción Básicamente se han reconocido tres tipos de curvas de declinación de producción: Exponencial, Hiperbólica y Armónica. En la Figura , se presentan los comportamientos cualitativos de estas curvas, al ser representadas en papel de coordenadas cartesianas, papel semilog y papel log-log. Por lo general, se selecciona el tiempo y la producción acumulada como variables independientes y se utiliza el eje de las abscisas para graficarlas. Entre las variables dependientes más utilizadas se encuentra el logaritmo de la tasa de producción. El procedimiento de extrapolación es de naturaleza empírica pero representa el sistema que se esta analizando. Si el sistema no es afectado significativamente , debido algún cambio de las operaciones de yacimiento, el método de extrapolación dará una representación razonable del comportamiento futuro. Dado que la extrapolación de la curva hiperbólica se hace asintótica al eje horizontal se debe tener cautela en las predicciones, pues estas pueden ser optimistas. En la práctica se utiliza la extrapolación exponencial como una extensión de la declinación hiperbólica hasta el límite económico.
4. RESOLUCIÓN Como ya se mencionó en los recursos la declinación es el descenso de la capacidad de producción de un yacimiento, se origina como consecuencia de una disminución de la presión interna de este, lo que conlleva a una reducción de los niveles energéticos del mismo. Además las curvas de declinación permiten estimar las reservas a recuperar durante la vida productiva y hacer comparaciones con los estimados por otros métodos como el balance de materiales. También, las curvas principales de declinación están referidas a: Producción Diaria vs Tiempo y Producción Diaria vs. Producción Acumulada. Con estos conceptos se harán dos ejemplos objetivos de datos de un pozo y determinaremos la producción hasta que se agoten las reservas.
4.1. Primer ejemplo objetivo Se tiene un pozo con una tasa de declinación nominal de 2%. Al inicio de sus operaciones se tiene un caudal de petróleo de 550 BPPD. Con esto se puede determinar el petróleo recuperado hasta la vida útil del pozo.
T
Armóni ca q
Np
Exponenc ial q
NP
Hiperbóli ca q
Np
0
550,0
0
550,0
0
550,0
0
2
371,6
327927
338,7
360,7
324673
319,8
453632
265,8
302,3
445174
4
280,6
562890
208,6
257,7
547029
6
225,4
746119
128,4
194,8
710485
8
188,4
896335
79,1
153,3
836592
10
161,8
48,7
124,4
937362
12
141,8
103,3
14
126,1
16
113,6
18
103,4
20
94,8
102363 7 113410 0 123166 2 131902 4 139811 8 147037
32138 4 43227 1 51928 6 64115 0 71619 1 76240 0 79085 5 80837 7 81916 6 82581 0 82990
3
102006 7 108938 7 114848 0 119956 6 124425
30,0 18,5 11,4 7,0 4,3
87,4 75,0 65,3 57,4
5 22
87,6
1
153688 4
2,7
0
83242 1
51,0
128372 7
Caudal vs tiempo 600.0 500.0
Q
400.0
Armónica
300.0
Exponencial
200.0
Hiperbólica
100.0 0.0 0
5
10
15
20
25
t
Petróleo acumulado vs tiempo 2000000 1500000 Armónica Np
1000000
Exponencial Hiperbólica
500000 0 0
5
10
15
20
25
t
Como podemos observar dependiendo del tipo de declinación que se utilice tendremos diferentes resultados. En la industria el más usado es el hiperbólico ya que contiene más parámetros como el factor. Es esencial determinar el correcto factor para poder dar un valor preciso de Np y caudal. Para este caso el valor de n se determinó en 0.6. Además de esto se tiene que poner un límite mínimo de barriles de petróleo que sea económicamente rentable. Igualmente en este caso se determinó un promedio de 50 bls por día.
Este resultado lo podemos claramente en el año 22. Después de este tiempo ya no será económicamente rentable por lo que se decidió abandonar el pozo. Al término de la vida productiva del pozo tenemos una producción total acumulada de petróleo de 1283727 BDP. Este método es obviamente sin contar con una con un levantamiento artificial Este método es útil para determinar cuando se necesita realizar un SLA o para hacer un recuperación mejorada de petróleo. En este caso no se proporcionaron datos de POES por lo que no se puede determinar el factor de recobro. Pero se puede tener un estimado si se considerara un factor arbitrario de un 35% se tendría un valor de 3.5 MM de BDP. 4.2. Segundo ejemplo objetivo Se tiene un pozo con una tasa de declinación nominal de 1%. Al inicio de sus operaciones se tiene un caudal de petróleo de 500 BPPD. Con esto se puede determinar el petróleo recuperado hasta la vida útil del pozo. Además se tiene un Vb de 5000 acre-pie, ϕ de 18 %, Sw de 15 % y Bo de 1.31. De los datos del pozo podemos determinar el POES de este pozo para determinar el factor de recobro de este pozo. El POES calculado con el método determinístico es de 4530435. Armónica T
q
Exponencia l q
Np
Hiperbólica NP
q
Np
0
500,0
0
500,0
0
500,0
0
2
403,2
596231
392,8
325948
399,6
326154
3
367,6
824785
348,2
461705
360,9
464753
4
337,8 1023436
308,6
582038
327,9
590314
6
290,7 1356581
242,5
783242
274,8
809408
8
255,1 1629700
190,5
941324
234,3
994598
10
227,3
149,7 1065526
202,5
1153567
12
204,9 2062000
117,6
1163108
177,1 1291791
14
186,6 2239385
92,4 1239777
156,4 1413287
16
171,2 2398225
72,6 1300013
139,4 1521076
18
158,2 2542033
57,0 1347340
125,1 1617475
20
147,1 2673409
44,8 1384523
113,1 1704295
22
137,4 2794334
35,2 1413738
102,8 1782974
1861159
Caudal vs tiempo 600.0 500.0
Q
400.0
Armónica
300.0
Exponencial
200.0
Hiperbólica
100.0 0.0 0
5
10
15
20
25
t
Petróleo acumulado vs tiempo 3000000 Armónica
2000000 Np
Exponencial
1000000
Hiperbólica
0 0
5
10
15
20
25
t
Para este caso se tiene un mínimo de 35 BPD para que sea todavía viable el proyecto y como vemos con la curva exponencial se tiene ese valor al término de los 22 años. Con los otros métodos todavía tenemos grandes caudales. Pero se determinó el peor escenario por lo que se trabajará con el exponencial. Al término de la vida productiva del pozo se tendrá un total de petróleo acumulado de 1413738 BDP. Con este resultado tenemos un factor de recobro de 31 %. Son valores promedios que se tienen en los campos de Ecuador. Este resultado nos indica que solo pudimos recuperar el 31 % del petróleo original in situ. El método exponencial siempre da una menor cantidad de petróleo recuperado además de menores caudales de petróleo por lo es un método de determinación de factor de recobro y de producción.
5.-NOMENCLATURA POES: Petróleo original en Sitio (BN) Vb: Volumen bruto de la arena (acre*ft) Φ: porosidad, adimensional expresada en fracción Soi : saturación inicial de petróleo, adimensional expresada en fracción Bo: factor volumétrico de formación de petróleo (BY/BN) BPPD: barriles de petróleo por día MM: 10^6. Millones BDP: barriles de petróleo
6.-CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES La declinación de producción es el descenso de la capacidad de producción de un yacimiento, se origina como consecuencia de una disminución de la presión interna de este, lo que conlleva a una reducción de los niveles energéticos del mismo. Básicamente se han reconocido tres tipos de curvas de declinación de producción: Exponencial, Hiperbólica y Armónica. Por lo general, se selecciona el tiempo y la producción acumulada como variables independientes y se utiliza el eje de las abscisas para graficarlas. Entre las variables dependientes más utilizadas se encuentra el logaritmo de la tasa de producción. La curva de declinación Permiten establecer un modelo dinámico de los volúmenes de hidrocarburo presentes en el yacimiento, puesto que se basan en las fluctuaciones presentes en cada pozo y yacimiento o por medidas económicas aplicadas durante la proceso. Las curvas principales de declinación están referidas a producción diaria en función del tiempo. Como podemos observar dependiendo del tipo de declinación que se utilice tendremos diferentes resultados. En la industria el más usado es el hiperbólico ya que contiene más parámetros como el factor. Es esencial determinar el correcto factor para poder dar un valor preciso de Np y caudal.
7.-BIBLIOGRAFÍA
Cálculos volumétricos. (2013). Recuperado el 23 de Junio de 2015, de http://es.slideshare.net/cesarDY300/diagramas-de-fases-by-rmd Ingeniería de Yacimientos. (2009). Recuperado el 23 de Junio de 2015, de http://ingenieriadeyacimientos2.blogspot.com/2009/10/introduccion.html Méndez, A. (2010). Reservas de Hidrocarburos. Recuperado el 23 de Junio de 2015, de La guía química: http://quimica.laguia2000.com/enlacesquimicos/clasificacion-de-los-hidrocarburos Métodos de cálculo volumétrico. (2013). Recuperado el 23 de Junio de 2015, de: http://www.quimicayalgomas.com/quimicaorganica/hidrocarburos/composicion-y-propiedades-del-petroleo/ Paris de Ferrer, M. (1198). Fundamentos de Ingeniería de yacimientos. Maracaibo: Astro Data.
