Pronóstico de producción para activos upstream en Venezuela

Por qué Venezuela primero

Elegir un primer mercado es una declaración sobre qué problemas debe resolver bien el software. Los datos upstream venezolanos ejercitan de inmediato las partes difíciles del pronóstico de producción: activos de crudo pesado de larga vida en la Faja del Orinoco, campos maduros con inyección de agua alrededor del Lago de Maracaibo, e historiales de producción interrumpidos por disponibilidad de instalaciones más que por comportamiento de yacimiento.

Una herramienta de pronóstico que solo funciona sobre producción mensual limpia e ininterrumpida no está resolviendo el problema que esos equipos tienen. Construir primero contra historiales venezolanos obliga a que los casos incómodos — un reporte de producción faltante, un mes de volúmenes asignados tras un reinicio, un mes parcial con pocos días activos — sean ciudadanos de primera clase y no excepciones parchadas después.

Ese trabajo no es específico de Venezuela en su resultado. Toda cuenca madura produce las mismas categorías de datos sucios.

El portafolio público de la demo

La demo usa un universo venezolano cerrado de 17 activos y áreas productoras, repartidos entre las dos regiones que dominan la producción del país.

Faja Petrolífera del Orinoco

Activos y áreas de la Faja, mostrados al este en el mapa regional: referencias de área de Ayacucho, Boyacá, Junín y Zuata.

Cuenca del Lago de Maracaibo

Activos y áreas de la cuenca, mostrados al oeste: referencias de área de Bachaquero–Lagunillas–Ceuta, Intercampo Norte, Lagomedio, Tía Juana Lago, Lagocinco, Lagomar, Lagunillas Lago y Rosa Mediano.

De dónde vienen los datos de ubicación

Esto importa más de lo que parece, porque un mapa de un portafolio upstream invita a suponer que muestra pozos. No los muestra.

Las posiciones mostradas son centroides WGS84 derivados de referencias públicas de áreas y bloques del Ministerio de Petróleo y PDVSA, dibujados sobre geometría regional de dominio público de Natural Earth. Aportan contexto a nivel de área — a qué región pertenece un activo — y no son coordenadas de cabezal de pozo. No se usa ni se insinúa ningún dato propietario de ubicación de pozos.

La misma disciplina aplica al historial de producción de la demo: es una serie ilustrativa usada para demostrar el flujo de trabajo, y todo benchmark publicado debe nombrar el dataset público y la ventana de prueba detrás de él.

Pronosticar sobre historiales de producción interrumpidos

Las series mensuales de producción venezolanas contienen rutinariamente huecos que no tienen nada que ver con el yacimiento. Un modelo de declinación que los interpola en silencio produce una curva confiada ajustada en parte a tiempo fuera de servicio de instalaciones.

PronoHorizon mantiene esos eventos visibles. Los meses sin reporte de producción quedan marcados como faltantes en lugar de rellenarse, los volúmenes asignados tras el reinicio de una instalación quedan marcados como estimados en lugar de reportados, y los días activos permanecen asociados para que un mes parcial no se lea como un colapso de tasa.

La consecuencia práctica aparece en la validación: cuando una prueba de holdout muestra una desviación grande, puedes distinguir si el modelo de declinación estaba equivocado o si el pozo simplemente estuvo fuera por trabajo de compresor ese mes.

Utilizable más allá de Venezuela

Nada del flujo de pronóstico está atado a una jurisdicción. El paso de importación acepta CSV, Excel o datos públicos de pozos con nombres de columna arbitrarios, el modelo Arps modificado es agnóstico de cuenca, y el método de validación por holdout solo necesita un historial de producción suficientemente largo como para ocultar una parte.

Venezuela-first describe dónde se está probando el producto, no dónde puede usarse.