DETERMINACIÓN DE LA TASA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN EXISTENTE EN LOS YACIMIENTOS MADUROS SELECCIONADOS DE GAS Y PETRÓLEO PERTENECIENTES AL CAMPO SANTA ROSA DEL ÁREA MAYOR DE ANACO

Abstract

Es inevitable que al producir las reservas de un yacimiento, éstas y en especial, la energía de éste disminuyan considerablemente, de tal forma que las tasas de producción descienden a valores que no retribuyen los costos de operación, situación que se conoce como declinación de producción. El Distrito Gas Anaco en la actualidad no cuenta con un estudio que permita visualizar el tipo y tasa de declinación de producción de los principales yacimientos asociados al Campo Santa Rosa, por lo que los valores de declinación que se manejan actualmente no se ajustan al comportamiento real de producción de los yacimientos, lo que impide conocer la magnitud de la disminución de producción. En consecuencia, surgió este estudio con el objeto de estimar el tipo y tasa de declinación de los yacimientos para sincerizar los valores que se manejan actualmente. Para ello se recopiló la historia de producción de los yacimientos pertenecientes a esta área, a través de los programas Centinela y Oil Field Manager (OFM), se seleccionaron los yacimientos que mostraron algún período de declinación, los cuales se analizaron por medio de la herramienta OFM y una hoja de cálculo de Excel. De esta manera, se determinó que el comportamiento exponencial es el que mejor se ajusta a la historia de producción de estos yacimientos, debido a que los mecanismos de producción predominante en el área son la compactación de la roca y fluidos donde la declinación es rápida y continua.. Se estimaron porcentajes de declinación para yacimientos de gas y petróleos respectivamente, con la finalidad de sincerizar los valores oficiales de declinación de 12% para gas y 20% para petróleo que se manejan actualmente en el distrito ya que estos no se ajustan a la producción real de los mismo. El porcentaje de declinación de estos yacimientos estuvo en el orden de 15-22% para yacimientos de gas condensado y de 22-30% para yacimientos de petróleo liviano respectivamente. Estrategias de Explotación, recomendada para los pozos RG 173 y RG 241es ser completado a mediano plazo en la arena SJB RG 200 con un potencial esperado de 2,5MMPCND y 2,3MMPCND de gas y 37 BND y 34 BND de petróleo respectivamente.