Mejora en la estimación del factor de recobro de los reservorios de la cuenca Talara Offshore

Abstract

El factor de recobro máximo (FRmáx) es el porcentaje máximo de volumen de petróleo recuperable. Este factor influye en muchas decisiones para implementar un plan de desarrollo, evaluar si el campo está siendo eficientemente explotado y las inversiones económicas son minimizadas; sin embargo, el grado de exactitud de la correcta estimación del factor de recobro máximo es difícil de determinar debido a la alta cantidad de parámetros relacionados al recobro de petróleo (propiedades petrofísicas, presión de reservorio, propiedades de fluidos, etc.). Una serie de métodos cuantitativos han sido desarrollados, en cierto modo tienden a ser muy genéricos para permitir un análisis del potencial recobro. Las publicaciones del factor de recobro para reservorios de gas en solución varían considerablemente y son imprecisas, por lo que hasta ahora se viene usando estas correlaciones empíricas para los reservorios de la cuenca Talara. Pero, ¿Cuánto es realmente el factor de recobro máximo? Si aplicamos la ecuación de Muskat el resultado nos llevaría a un error ya que los exponentes de las variables son adaptadas para reservorios análogos, en tal sentido, es necesario adecuar esta correlación para saber cuánto de petróleo se ha recuperado y las acciones que tenemos que tomar para llegar a obtener el factor de recobro máximo teórico. El objetivo de la tesis es determinar y cuantificar el FRmáx alcanzado en los reservorios de gas en solución de la cuenca Talara-Offshore para predecir el recobro máximo teórico y conocer cuáles son las variables que más afectan en el cálculo de éste e incluir aquellos que no fueron considerados. La presente investigación propone una metodología que mejora la estimación del recobro; para lo cual, un modelo de simulación numérica conceptual fue construido, considerando datos reales de coronas y análisis de laboratorio PVT. Posteriormente, se realizó un análisis de sensibilidad para determinar cuáles son las variables que tienen mayor impacto (gráfico tornado), donde la función objetivo es el FRmáx.

La metodología ha sido aplicada al reservorio Pariñas, Lote Z-2B de la cuenca Talara ya que se cuenta con gran cantidad de historia de producción, información de análisis de coronas y pruebas de laboratorio PVT. Los resultados obtenidos han sido validados mediante datos históricos del factor de recobro usado. La metodología propuesta ayuda a tomar decisiones más rápidas con mucho más soporte técnico para evaluar y optimizar las estrategias de explotación y maximizar la rentabilidad de los proyectos, cuantificar el potencial recobro de los volúmenes de petróleo, de esta forma estimar de una manera aproximada las reservas remanentes y sirva como una herramienta de monitoreo para asegurar las inversiones y las mejores prácticas operativas.