Las curvas de declinación de producción son el método más utilizado para estimar las reservas de petróleo. Estas curvas trazan la tasa de producción en función del tiempo y luego extrapolan el comportamiento para predecir la producción futura. La declinación de producción de un pozo se debe al agotamiento progresivo del área de drenaje a medida que disminuye la presión. Las curvas de declinación exponencial, hiperbólica y armónica son modelos estadísticos comúnmente usados para ajustar la historia de

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Curvas de declinación de producción
BY DICCIONARIO PETROLEROJUNIO 23, 2009 0
El método más utilizado para calcular y estimar las reservas es el uso de las curvas de
declinación de producción. Esta estimación se basa en graficar el tiempo como variable
independiente en el eje de las abscisas, y en el eje de las ordenadas la variable dependiente
(la tasa de producción de petróleo, la presión o la fracción de agua producida) y luego
extrapolar el comportamiento de la curva de producción.
La declinación de producción de un pozo es la disminución progresiva y continua de la tasa de
producción de un pozo a medida que disminuye el factor Ko*∆P/µo de manera continua, lo que
nos indica el aumento del agotamiento del área de drenaje.
Si bien, para definir la producción de un conjunto de pozos, se realiza la sumatoria de la
producción de cada pozo por separado, para este criterio no se puede aplicar el mismo
concepto, ya que, en un periodo de tiempo, en un yacimiento, pueden o no mantenerse
constante el número de pozos activos; por lo que, éste concepto será utilizado única y
exclusivamente para intervalos de tiempo en que el número de pozos activos se mantenga
constante y partiremos de la ecuación de Darcy:
Donde:
Qo= Tasa de flujo del petróleo [BY/día]
Ko= Permeabilidad efectiva del petróleo [mD]
h= Altura o espesor [pies]
Pe= Presión en el límite externo [lpca]
Pwf= Presión de fondo [lpca]
βo= Factor volumétrico de formación del petróleo [BY/BN]
µo= Viscosidad del petróleo [cP]
re= Radio del límite externo [pies]
rw= Radio del pozo [pies]
Muchas veces, para calcular la tasa de declinación del yacimiento se utiliza la relación de la
tasa de producción entre el número de pozos/mes o pozos/día activo para obtener un tasa

2. promedio por pozo activo vs. tiempo o producción acumulada, lo que es tan útil para analizar
la declinación de producción como la producción individual por pozo.
El análisis del mecanismo se efectúa analizando el comportamiento histórico de los elementos
que afectan la tasa de producción como son:
– Pe: Presión en el límite externo
– Pwf: Presión de fondo
– Ko: Permeabilidad efectiva del petróleo
– µo: Viscosidad del petróleo
Luego de conocer la historia de declinación de estos mecanismos se puede pronosticar la tasa
de cada pozo y la del yacimiento como la sumatoria de estos últimos; incluso se puede
extrapolar a futuro con el fin de acomodar cambios posibles en condiciones operacionales.
Si el análisis de declinación de producción es estadístico, en lugar de un análisis de los
mecanismos, entonces es más complicado. En el análisis estadístico la declinación de
producción se ajusta a un polinomio-tipo para un periodo de historia conocido y luego se
extrapola con el fin de predecir las condiciones a futuro sin la necesidad de analizar los
mecanismos ni los factores que causaron dicho comportamiento histórico. Entre dichos
modelos tenemos:
Curva de declinación exponencial:
Donde:
Qo= Tasa de producción actual [BY/día]
Qoi= Tasa de producción inicial [BY/día]
t= Tiempo [día]
D= Parámetro [1/día]
Curva de declinación hiperbólica:
Donde:
Qo= Tasa de producción actual [BY/día]
Qoi= Tasa de producción inicial [BY/día]
t= Tiempo [día]
D= Parámetro [1/día]
n= Parámetro [adimensional]

3. Curva de declinación armónica:
Donde:
Qo= Tasa de producción actual [BY/día]
Qoi= Tasa de producción inicial [BY/día]
t= Tiempo [día]
Di= Parámetro inicial [1/día]
Si bien el análisis de los mecanismos se efectúa de manera distinta al análisis estadístico, el
resultado es el mismo.