Métodos para el cálculo de reservas. Parte II
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 que este 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 ecuación de 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 el comportamiento 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 tasa por 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 todos los 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, ni una 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 en que 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 costos operacionales 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 tener un sistema de distribución de gas; por lo tanto, se cierra por exceso de gas, es decir, por una relación gas – petróleo elevada, puede ser límite económico a límites operacionales del punto de vista técnico y si no se tiene la capacidad para manejar tanta cantidad, entonces la curva no va a llegar hasta abajo, sino va a llegar hasta un valor que pasa a ser el mínimo. Por lo tanto, si el precio del petróleo cae muchísimo, ya no se va a mantener con la misma tasa, sino con otra y las reservas van a ser menores, a diferencia que si el precio del petróleo sube, la tasa baja y las reservas aumentarían, con este comportamiento puedo determinar matemáticamente la forma de extrapolar esa curva y poder simular el comportamiento a futuro, eso es exactamente una curva de declinación de producción, es una curva tipo que sigue a una distribución específica y que va evaluando como va declinando la producción a lo largo del tiempo; es decir, una curva que simula o extrapola el comportamiento de la tasa de producción de un pozo.
¿Cómo puede ser esa curva de declinación de producción?
Puede ser armónica, hiperbólica, exponencial, lineal, etc.
¿Cuál se va a utilizar?
La que mejor se adapte o se ajuste a la declinación que tiene el pozo; es decir, hay unos pozos que se ajusta mejor a una declinación de tipo exponencial, hay otros que se ajusta mejor a una declinación hiperbólica, etc. entonces, tendría que hacer un estudio a cada pozo para determinar cuál es la mejor curva de declinación que mejor se ajuste a este pozo.
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 que este 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 ecuación de 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 el comportamiento 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 tasa por 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 todos los 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, ni una 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 en que 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 costos operacionales 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 tener un sistema de distribución de gas; por lo tanto, se cierra por exceso de gas, es decir, por una relación gas – petróleo elevada, puede ser límite económico a límites operacionales del punto de vista técnico y si no se tiene la capacidad para manejar tanta cantidad, entonces la curva no va a llegar hasta abajo, sino va a llegar hasta un valor que pasa a ser el mínimo. Por lo tanto, si el precio del petróleo cae muchísimo, ya no se va a mantener con la misma tasa, sino con otra y las reservas van a ser menores, a diferencia que si el precio del petróleo sube, la tasa baja y las reservas aumentarían, con este comportamiento puedo determinar matemáticamente la forma de extrapolar esa curva y poder simular el comportamiento a futuro, eso es exactamente una curva de declinación de producción, es una curva tipo que sigue a una distribución específica y que va evaluando como va declinando la producción a lo largo del tiempo; es decir, una curva que simula o extrapola el comportamiento de la tasa de producción de un pozo.
¿Cómo puede ser esa curva de declinación de producción?
Puede ser armónica, hiperbólica, exponencial, lineal, etc.
¿Cuál se va a utilizar?
La que mejor se adapte o se ajuste a la declinación que tiene el pozo; es decir, hay unos pozos que se ajusta mejor a una declinación de tipo exponencial, hay otros que se ajusta mejor a una declinación hiperbólica, etc. entonces, tendría que hacer un estudio a cada pozo para determinar cuál es la mejor curva de declinación que mejor se ajuste a este pozo.
