La generación de pronósticos de producción es una actividad cotidiana del ingeniero de petróleos, que se ha venido desarrollando mediante la implementación de herramientas computacionales basadas en los modelos de curvas de declinación y curvas tipo. Estos modelos presentan falencias en la exactitud de los pronósticos, básicamente por dos razones: primero, tienen como gran condición el hecho de que los pozos se encuentren operando en estado pseudoestable y, segundo, ajustan el comportamiento de la producción a una línea de tendencia, la cual es extrapolada en el tiempo para obtener los pronósticos. En esta investigación, como una alternativa a estos modelos, se ha propuesto el uso de series de tiempo en la generación de pronósticos, pues estas incluyen tanto la tendencia como los componentes cíclicos y estacionales de los datos de producción. Se comparó el error absoluto existente entre los datos reales y los pronósticos obtenidos por metodologías convencionales y la aplicación de modelos de series de tiempo. El uso de estas series permitió obtener un mejor ajuste histórico de los datos, evidenciar que pueden presentarse otras tendencias en la declinación (como la cúbica, por ejemplo) y aumentar la precisión de los pronósticos generados.

Uno de los problemas más comunes presentados en la producción de petróleo a nivel mundial son los depósitos parafínicos, los cuales se producen por cambios en las condiciones termodinámicas originales del crudo. Este material al ser depositado en la formación, ocasiona una disminución en la permeabilidad de los canales de flujo causando taponamiento en las perforaciones, aumentando el daño a la formación y disminuyendo el flujo de fluidos.La dificultad en el descubrimiento de nuevas reservas, ha llevado a la industria a centrar su atención en los yacimientos maduros con el fin de aumentar el factor de recobro. Históricamente el Campo Colorado, ha presentado precipitación y depositación de parafinas, lo cual se puede evidenciar en la caída drástica en su producción y en los periódicos trabajos de limpieza y cierre de pozos.Uno de los métodos más utilizados para la remoción de parafinas es el tratamiento químico, el cual requiere previamente de una serie de análisis y pruebas de compatibilidad para determinar la factibilidad de ser inyectado. Esta investigación se encaminó al desarrollo de un modelo de predicción de la efectividad resultados de tratamientos químicos para remoción de parafinas a partir de los resultados obtenidos mediante la técnica RMN 1H, quimiometría y pruebas de compatibilidad.El desarrollo de esta investigación permitió definir los grupos funcionales más significativos presentes en los tratamientos químicos factibles para aplicar en la remoción de depósitos de parafina de la formación Mugrosa del campo Colorado, seleccionar el tratamiento de mejores resultados en esta evaluación, y plantea las bases para la formulación de nuevos productos; además propone una metodología para la selección de nuevos tratamientos químicos por medio de un modelo estadístico de predicción, evitando realizar las pruebas rutinarias con roca y fluidos, ahorrando tiempo y recursos, la cual puede ser replicada a otros campos con problemas similares.  

En términos generales, el fracturamiento hidráulico es el proceso físico-mecánico de creación de fracturas en la formación productora con el propósito de generar canales de flujo altamente conductivos con el fin de acelerar la producción total del pozo. Para tal propósito, se realiza la inyección de un fluido polimérico altamente viscoso acompañado de un material particulado denominado material propante o material apuntalante, cuya función principal es la de servir como material de soporte para mantener abiertas las fracturas creadas en la roca luego de finalizar el programa de bombeo. La aplicación cíclica de estos esfuerzos por parte de la roca que entra en contacto con el material propante de la fractura, da inicio a un proceso de desintegración gradual de las partículas mejor conocido como procesode aplastamiento o Crushing por su nombre en inglés. Este fenómeno, da origen a la aparición progresiva de partículas de menor tamaño y morfología heterogénea(finos), las cuales tienen la capacidad de ser transportadas y depositadas espacialmente a lo largo de todo el paquete de propante, generando así zonas afectadas con una obstrucción parcial o total de los canales altamente conductivos. Este proceso de movilización y re-asentamiento de finos de propante se da en mayor o menor grado a lo largo de la vida productiva de la fractura y tiene su mayor grado de afectación, cuando se realizan procesos de estimulación química remedial logradas a través de la inyección a diferentes caudales de fluidos reactivos dentro de la fractura hidráulica. El presente estudio presenta un nuevo enfoque de ingeniería que permite la cuantificación del impacto generado por la movilización y redistribución del banco de finos de propante sobre la alteración de la conductividad efectiva de la fractura y su producción asociada. Para tal fin se desarrolló un modelo de pozo fracturado hidráulicamente tipo sencillo (Single Well Model SWM) empleando un refinamiento local del enmallado de simulación ( Local Grid Refinement LGR) en un simulador de yacimientos comercial, sobre el cual se realizó todo el desarrollo experimental de la presente investigación, y el cual permitió recrear los diferentes patrones de distribución de forma, para obtener así las diferentes tendencias de producción luego de un evento de estimulación química remedial realizado a alto volumen y alto caudal. Los resultados obtenidos muestran porcentajes de afectación sobre la producción acumulada del orden el 9 al 30 % con respecto al caso base de producción. Los resultados indican que el efecto de los diferentes patrones de distribución de forma ocasionados por la re-movilización del banco de finos de propante genera un detrimento significativo y sostenido sobre los niveles de producción, razón por la cual debe ser minimizado al máximo durante los procesos de intervención de pozo que involucren la inyección de fluidos a lo largo de la fractura deteriorada. Adicionalmente se concluyó que este tipo de intervenciones, no solo se deben realizar a tasas de inyección matricial, si no que adicionalmente sugieren un enfoque y estrategia de control similar al aplicado en formaciones con bajas tasas críticas de movilidad de finos propios de la formación.