Con la finalidad de validar y dar certidumbre a la producción asignada en campos de aguas someras se realizó la comparación cuantitativa entre la producción reportada y los valores medidos de 17 asignaciones. Esto mediante el ajuste por modelos de flujo a las condiciones de explotación de los pozos. A la fecha del análisis fue posible identificar desviaciones significativas (hasta del 75%). Y realizar las recomendaciones necesarias para minimizar la diferencia entre el dato reportado, el medido y el calculado.
Sin embargo, este análisis estaba acotado a una fecha específica (análisis estacionario). Por lo que el ajuste con los modelos de flujo se extendió a reproducir por pozo, todo el histórico de gastos de producción (qo, qg,qw). Y presiones de fondo fluyente (Pwf), (análisis transitorio) para cada paso de tiempo (t=n); con base en los resultados, y en casos identificados con diferencias, se realizó la corrección a la producción histórica de los pozos con la finalidad de incrementar la certidumbre en los análisis de ingeniería de yacimientos y de productividad de pozos. Los cuáles impactan en las proyecciones del comportamiento de producción a nivel de pozo y yacimiento.
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Se realizó el análisis cuantitativo de la producción reportada de 17 asignaciones, con la finalidad de identificar desviaciones de producción puntuales a nivel campo. Con este análisis se estimaron diferencias de producción total de aceite, entre lo oficial y lo medido por aforos, dentro de un rango aceptable.
Sin embargo, se identificaron diferencias significativas a nivel campo, principalmente en el campo C y el campo N. La producción reportada en el campo C estaba por debajo de la registrada en los aforos (-3,278 bd, -15.4%). Mientras que la producción asignada al campo N estaba sobreestimada de acuerdo con lo medido (4,823 bd, 75.4%). Donde las líneas representan la producción oficial reportada de aceite, agua y gas, mientras que los puntos son las mediciones por aforos.
Conclusiones
- Se identificaron inconsistencias en la producción reportada de algunos campos lo que ha impactado en las estimaciones de los factores de declinación.
- De acuerdo con el balance total de producción de los campos, se ajustó la producción de los campos C y N para honrar lo determinado por modelo de flujo. Sin embargo, este análisis estaba acotado a una fecha específica.
- Se implementó una metodología con la que, a partir de un una macro en Excel, los modelos de flujo, las condiciones históricas de explotación y la tendencia de presión del yacimiento, fue posible definir un comportamiento histórico de la producción y las presiones de fondo fluyente estimadas por modelo de pozo.
- Con la finalidad de dar certidumbre a la producción reportada se compararon los resultados de los modelos de flujo con respecto a la producción reportada. Con lo que se identificaron desviaciones de producción a nivel pozo/campo.
- En los pozos y campos donde se ha aplicado esta metodología se han mejorado los análisis de ingeniería de yacimiento. Así la estimación de los factores de declinación y de las reservas remanentes en los pozos al mitigar la incertidumbre en los gastos de producción.
Los Ingenieros Landy del Carmen Aparicio Vicente y Rogelio Maldonado Alonso presentaron el trabajo en la anterior edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
