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Factor de Declinación Térmico en pozos de aceite

Factor de Declinación Térmico (FDT), una estimación de las tasas de producción de aceite, agua y gas en ausencia de aforos

El Factor de Declinación Térmico (FDT), una estimación de las tasas de producción de aceite, agua y gas en ausencia de aforos.

En este trabajo se presentó una serie de expresiones matemáticas de fácil uso e implementación; desarrolladas para estimar los gastos de aceite, agua y gas de pozos petrolíferos en función de sus condiciones operativas.

Asimismo, el factor de declinación térmico (FDT) es el porcentaje de variación que hay respecto a la tasa de producción de líquidos inicial QL1; por cada variación de temperatura registrada en la bajante respecto a la temperatura inicial.

Debido a la problemática de no disponer de mediciones de flujo actualizadas y de requerir éstas para ajustar los modelos de flujo multifásico en los simuladores disponibles; fue necesario buscar alternativas para la estimación de los gastos de aceite, agua y gas de los pozos operando.

Asimismo, el modelo matemático Factor de Declinación Térmico (FDT), surge a partir del análisis de la información disponible. En el proceso de análisis de la información se percibió la relación que existe entre la temperatura registrada en las bajantes de los pozos y la producción de los mismos; llevando a la búsqueda de una expresión matemática que represente esta dependencia.

De esta forma se descubrió que el comportamiento que define la relación entre la temperatura de la bajante y los gastos de líquidos de los pozos, respondían a un comportamiento de tipo exponencial.

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El modelo matemático FDT tiene la capacidad de construir el comportamiento de producción histórico y actual de los pozos petroleros; empleando como variables independientes las curvas de temperatura de la bajante y el porcentaje de agua de la corriente de líquidos.

Se observó que para hacer uso del modelo FDT es necesario tener disponible la siguiente información: 1. Aforos históricos; 2. Historia de la evolución del porcentaje de agua en la corriente de líquidos; 3. Historia de condiciones operativas (temperatura de la bajante y tasas de inyección de gas de Bombeo Neumático Continuo); si es pozo fluyente o con otro Sistema Artificial de Producción diferente al BNC, las tasas de inyección de gas toman valores de cero.

Con una sola caracterización del pozo, se logran estimar las tasas de producción actuales y en cualquier punto histórico en la línea del tiempo.

Los ingenieros Jesús Antonio Hernández Chan y José Ramón Mayorquín Ruíz presentaron el trabajo en la última edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).

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