Hidrocarburos

Curvas de declinación de producción

Es el primer método utilizado para el cálculo de reservas, primero porque es uno de los métodos más antiguo, segundo es el método más simple y es el método más utilizado comúnmente por lo rápido.

La declinación de producción de un pozo, no es más que la disminución progresiva de la tasa. Se tiene una gráfica de tasa contra tiempo de un pozo y se asume queeste pozo es el único que esta drenando el yacimiento, se puedo decir que las reservas de ese yacimiento van hacer igual a la mayor cantidad de petróleo que este pozo me pueda producir; es decir, se abre un pozo, ese pozo va a empezar a producir hidrocarburos, este empieza a producir debido a las condiciones del sistema; por ejemplo, las reducciones de presión, etc. y acordándonos de la ecuaciónde Darcy; a medida de que se avance y que haya una reducción en la presión, tiene que haber una reducción al paso del tiempo; es decir, que el comportamiento que tiene la curva de declinación de producción puede tener cualquier tendencia hasta cierto punto y puede ser que el comportamiento futuro mantenga la misma tendencia; que significa esto, que si se consigue la forma de extrapolar elcomportamiento de la producción de ese pozo, se podría determinar cuánto es lo máximo que podría producir ese pozo, para este yacimiento y si a ese valor se divide entre el POES del yacimiento, va a dar el factor de recobro máximo que puede producir en ese yacimiento. Por otro lado; se puede extrapolar la curva hasta que la tasa sea igual a cero; la tasa es el volumen sobre tiempo y si multiplico esa tasapor el tiempo obtengo el volumen; es decir, que el área bajo la curva es el volumen de petróleo que se produjo desde que comenzó la producción hasta que se terminó. Ahora asociando todo lo descrito anteriormente, con el término de reserva, se puede determinar de cada pozo los costos operacionales; es decir, cuanto me costaría producir un barril de petróleo de ese pozo; además se sabe que todoslos pozos van hacer diferentes porque dependen de las condiciones, no es lo mismo un pozo en la selva, que es más costoso para pasar la tubería, que un pozo que este en Arabia muy cerquita de la estación de flujo, la tubería son muy cortas, no tengo que gastarle mucho dinero, no tengo que colocarle un método de levantamiento y además produce de forma natural; es decir, no necesita un balancín, niuna cavidad progresiva y el yacimiento no está sometido a un proceso de inyección, sino que produce por flujo natural, en otras palabras, dependiendo de las característica de cada pozo va a tener un costo asociado; este costo asociado está directamente relacionado con su tasa de producción; es decir, no se va a tener un pozo abierto hasta que la tasa de producción sea cero, va llegar un momento enque la tasa no va hacer lo suficiente para pagar el costo y esta va a ser la condición de abandono del pozo, se va a tener un pozo cuando la tasa de producción me permita cubrir los costos operacionales para tener ese pozo abierto; este parámetro está íntimamente ligado con el valor del precio del petróleo, porque si se tiene que este pozo está produciendo 10 barriles y el petróleo esta a 100$;estoy generando 1.000$ en ese pozo, no es lo mismo que si los costos operacionales de ese pozo son 20$, tengo un 80 por encima, eso está bien, ósea a 10 barriles no lo se va a cerrar, porque no tiene sentido. Ahora, si el petróleo baja mucho, ya no sirven estos 10 barriles porque ya no alcanza y cuando la tasa llegue a 50 barriles, lo tiene es que cerrar, porque vas a producir pero los costosoperacionales son mayores y si estas produciendo mucha agua, los costos operacionales no favorecen para esa producción, porque el costo de la separación del agua es mayor a lo que estas generando por la venta de petróleo; por lo tanto, se cierra por porte de agua y si no es por porte de agua, sino porque la tasa de gas es muy alta y no tienes como manejar ese gas, el costo operacional es elevado para...