Este proceso se encarga de calcular la declinación y la producción

diferida, verificar el potencial y auditar la generación [33]. Se realiza el

seguimiento a la producción planificada con relación a la producción real.

El cálculo de la declinación se hace siguiendo la ecuación (2). Dicha

ecuación es el resultado de una regresión que se ajusta a una exponencial,

donde el exponente representa la declinación mensual en el periodo de tiempo

evaluado. La regresión se le hace a los puntos resultados de graficar la

producción (producción de pozos activos durante el período de tiempo evaluado

y que no hayan sido excluidos por ningún motivo) en B/D versus el tiempo en

meses . Entonces, partiendo de la grafica de la producción Q versus el tiempo t:

Se quiere calcular la declinación en un período de tiempo dado en meses, es decir,

entre t0 y tf. Destacando que lo que se calcula es una declinación en proporción ó

porcentual y no la declinación absoluta, se tiene que la proporción ó porcentaje de

producción en un período de tiempo evaluado es:

q fQ , donde Q es la proporción de producción en un período de tiempo, qf la

q0

Producción al final del periodo y q0 la producción al comienzo del período.

Entonces al aplicarle la regresión ajustada a una exponencial, donde el

exponente representa la declinación mensual en el periodo de tiempo evaluado,

se tiene que:

Q ke dt , y asumiendo la constante k=1, entonces:

Q e dt

1ln Q dt ln e

ln Q dt

q f

lnd

ln Q

q0

ttft0

Q

t t

Teniendo esto, tomando en cuenta que se quiere tener una declinación

anual, y que t es el período de tiempo en meses, entonces se lleva a años y se

tiene que la declinación anual es: ⎛ ⎞Ln⎜ qt ⎟

⎜ ⎟Declinación ⎝ q0 ⎠

t

12

La Producción diferida se calcula mediante la diferencia entre la

producción extraída y las pruebas de pozos o potencial.

La verificación del potencial consiste en constatar los resultados

obtenidos partiendo del potencial y de los datos de producción. Se hace para

tener una base confiable de inicio para proyectar el potencial a futuro. Este

procedimiento se ejecuta mensualmente para preparar el informe mensual de

potencial. Se realiza considerando el cálculo de la diferencia entre los

potenciales promedio calculados partiendo del potencial (valores estimados) y

los calculados partiendo de la producción (valores reales). Para que el proceso

este dentro de control dicha diferencia tiene que ser menor del 1% [33]. Para

este cálculo se tiene:

A partir del potencial:Potencial F / M Potencial C / M (Verificado) Declinación mes Contribuciones

Potencial promedio

Potencial C / M (Verificado) Potencial F / M

2

A partir de la producción:

producción a nivel de pozos

producción fiscalizad

a Factor de campo

Potencial promedio producción a nivel de pozos producción pozos CAT 2

Para auditar la producción se realiza una prueba oficial, en el ministerio,

sobre los barriles que deben producir los pozos nuevos y reparados.

Normas

La ejecución de este proceso se realiza siguiendo una metodología

estándar que se aplica en todas las áreas productivas del negocio Exploración

y Producción. Esta metodología es presentada en el manual “Definiciones y

procedimientos para el cálculo y seguimiento del potencial de producción”. Este

manual provee al personal involucrado en el cálculo, verificación y elaboración

de informes sobre potencial de producción, un documento que sirve de guía

para garantizar la uniformidad de la información.

Medición de Desempeño

Para medir la calidad del proceso se usan algunos indicadores que son

analizados con respecto a los valores reales de producción. Las Métricas

usadas son:

TIR (Taza Interna de Retorno): Para que el proceso tenga

un buen desempeño la TIR debe ser mayor que el 15%.

VPN (Valor Presente Neto): Para que el proceso tenga un

buen desempeño el VPN debe ser menor que cero.

TP (Tiempo de Pago): Para que el proceso tenga un buen

desempeño el TP debe ser menor ó igual a 2 años.

Estos indicadores no son calculados por los analistas de yacimientos, son calculados por los analistas de PyG

Procesos Relacionados

Control de Costos

Generación de Secuencias Perforación/Reparación

Formulación/Revisión de Presupuesto

Indicadores de Gestión.

DEFINICIONES

Producción Total:

Es el aporte de todos los fluidos de uno o de un grupo de pozos

productores, y uno o varios reservorios; incluyendo el agua, petróleo y gas.

Índice de Productividad (J):

Es la capacidad de producción total de una formación como función

del diferencial de presión a condiciones estáticas y a la que se somete esa

formación durante su producción. Se representa en un gráfico de tasa

de producción total como función de la caída de presión y a esta curva se le

conoce curva de afluencia (IPR) Los procedimientos generales para el

cálculo del Índice de Productividad y la curva de IPR serán los establecidos

en el Informe Técnico que se emitirá sobre el tema.

Presión de Fondo Fluyente de Ley:

Es la presión de fondo fluyente mínima establecida en la legislación,

regulaciones o normas de un área, región o país, para producir un pozo, o

un reservorio, o una capa productora.

Presión de Fondo Fluyente Crítica (Pwfc):

Es la presión de fluencia mínima a la cual se puede producir una capa

productora o un reservorio, que se deriva del plan de explotación del mismo

para evitar la presencia de fluidos o materias indeseables, y/o la explotación

no adecuada del reservorio.

Producción o Tasa de Flujo Crítica (Qc):

Es el caudal de producción total (incluye aguas, petróleo y gas), que

de acuerdo a la curva de afluencia del pozo (IPR), se obtendría cuando la

presión de fluencia a profundidad media de punzados es igual a la presión

de fondo fluyente crítica.

Potencial Absoluto (AOF):

Es el caudal de producción total (incluye aguas, petróleo y gas), que

de acuerdo a la curva de afluencia del pozo (IPR), se obtendría cuando la

presión de fluencia a profundidad media de punzados es igual cero.

Disponibilidad límite de reservorio (Qlim):

Es el caudal de producción total (incluye aguas, petróleo y gas), que

de acuerdo a la curva de afluencia del pozo (IPR),

Se obtendría al valor de presión de fluencia limite a profundidad

media de punzados. La presión de fluencia límite adquiere el valor mayor

entre la presión de fondo fluyente crítica y la presión de fondo fluyente de ley

La disponibilidad límite de reservorio siempre deberá ser el objetivo

de producción, al momento de diseñar el sistema de extracción; desde el

proyecto de perforación de un pozo y durante su vida productiva, hasta su

abandono o reconversión a pozo inyector. En pozos produciendo en

condición de “golpe de fluido”, con la bomba colocada a profundidad media

de punzados o por debajo de ellos, y con presión de entre columna con valor

despreciable, la disponibilidad límite de reservorio se considera igual al

potencial absoluto (AOF); siempre y cuando esta condición de producción no

dañe al reservorio.

Potencial de pozo (Pp):

Es el máximo caudal de producción que, de acuerdo a la curva de

afluencia del pozo (IPR) y a la menor presión de fluencia posible

Son aquellas mediciones de caudal dudosas por presentar desviacion

es significativas con respecto a la tendencia de producción del pozo, yregistr

adas en la base de datos corporativa TOW con el código “Control

Memo”. Una vez identificado un control memo, se toman a profundidad

media de punzados, se podría obtener con las instalaciones de fondo de

pozo y de superficie óptimos, disponibles en el yacimiento dentro

de contratos de proveedores ya existentes, sin considerar problemas

actuales abastecimiento. El valor de potencial de un pozo, debe ser

estudiado y establecido en común acuerdo entre ingeniería de reservorio e

ingeniería de producción. No incluye la oportunidad de potencial adicional

por la implantación de tecnologías no comunes en el área.

Producción actual de pozo (Qact):

Es el caudal de producción total actual del pozo, y se corresponde

con el último control de producción validado.

Controles validados (Cv):

Son aquellas mediciones de caudal incluyendo agua, petróleo y gas,

que después de analizadas por Ingeniería de Producción, representan sin

lugar a dudas la producción real actual de un pozo.

Controles memos:

Las acciones para repetir la prueba de producción, para confirmarlos

como válidos o descartarlos. El concepto y uso de control memo será

sometido a revisión posteriormente, en función de la aplicación del concepto

de potencial.

Controles merma:

Son aquellos controles validados del pozo, cuyos valores presentan

un porcentaje de desviación con respecto al potencial del pozo

(desviaciones del valor de potencial) y registradas en la base de datos

corporativa TOW con el código 

“A80”. El concepto y continuidad del uso de control merma será sometido a revisión

posteriormente, en función de la aplicación del concepto de potencial.

Merma de producción de un pozo:

Es la producción no materializada en un pozo en operación,

como consecuencia de una reducción en el aporte del reservorio y/odisminución de

la capacidad de extracción del sistema de levantamiento. Se obtiene de restar al

potencial del pozo (Pp) y durante el tiempo que la merma este presente, los

controles validados cuyos valores presentan un porcentaje de desviación con

respecto al potencial del pozo

Perdida de producción localizada de un pozo:

Es la producción no materializada en un pozo debido al paro total

(temporal o permanente), por causa o rubro establecido. Se obtiene del

producto del potencial del pozo (Pp) por su tiempo de paro.

En caso de que el pozo presentara merma de producción al momento de ocurrir el

paro:

El valor de la merma se mantiene en la contabilidad del pozo, durante el

tiempo deparo.

El valor de la merma deberá ser restado al potencial del pozo, al calcular la

perdida localizada.

Potencial de Producción (Pt) de un Área, UE, etc.:

Es la sumatoria de todos los potenciales de pozos productores,

activos e inactivos con disponibilidad inmediata en un período de análisis.

Disponibilidad Inmediata:

Se refiere al tiempo requerido para que un pozo pueda

ser incorporado a producción en un área determinada, con los contratos y ar

reglosadministrativos existentes.

Para el cálculo del potencial del área:

Se considerará como potencial disponible, el potencial de todo pozo que

pueda ser incorporado a producción dentro de los siguientes de tres meses.

Se considerará como potencial no disponible, el potencial de un pozo que no

haya podido ser puesto a producción en igual lapso de tiempo, desde su

diagnóstico.

Contribuciones al Potencial en un Área, UE, etc.:

Son todas aquellas incorporaciones de potencial de producción de pozos incorporadas a los sistemas del yacimiento y que no están incluidos en la lista de pozos contribuyentes. Entre estos se encuentran lossiguientes:

Contribuciones por pozos nuevos perforados, puestos a producción. Contribuciones por reparación de la formación, puestos a producción. Contribuciones por reactivación de pozos inactivos, puestos a producción.

Ajustes incrementales de potencial en pozos activos, producto del cambio de métodos de extracción.

Otros: cualquier contribución por actividad ejecutada en pozos diferente a lasanteriores que contribuye con potencial adicional.

Pérdidas de Potencial en un Área, UE, etc.:

Son todas aquellas reducciones de potencial de producción de pozos, incluidos en la lista de pozos contribuyentes como consecuencia de:

Incremento en el porcentaje de agua y sedimento o finos, en el pozo. Reducción de la presión de formación, en el pozo. Ajustes de potencial como por ejemplo: la implantación de tasa crítica del

reservorio ó Presión de Fondo Fluyente de Ley. Presencia permanente e irreversible de daño de formación. Producción no económica. Cualquier otro proceso inherente al reservorio.

Bajo ningún aspecto, el cierre de pozos por mercado (demanda), deberá considerase como perdida de potencial.

Producción disponible (Pd) de un Área, UE, etc.:

Es la sumatoria de la producción recibida en las baterías y USP de un área operativa, Unidad Económica, etc., de los pozos que contribuyeron a producción en el período determinado de análisis

Producción bombeada (Pb) de un Área, UE, etc.:

Es la sumatoria de la producción bombeada desde las baterías y USP pertenecientes a un área de operación, Unidad Económica, etc., hacia los puntos de transferencias en el período determinado de análisis. La producción bombeada desde una batería o USP, debe ser medida por un caudalímetro o cualquier otro medio, y debe considerar el margen de error del instrumento de medición.

Producción retenida (Pret) de un Área, UE, etc.:

Es la sumatoria de la producción almacenada en las baterías y USP pertenecientes a un área de operación, UnidadEconómica, etc., no bombeada en el período determinado de análisis. Comúnmente seconoce como “Existencia”.

Variación de producción retenida (ΔPret) de un Área, UE, etc.:

Es la diferencia entre la producción disponible y la producción bombeada de un área de operación, Unidad Económica, etc., en el periodo de análisis (variación de Existencia):

ΔPret = Pd – Pb

Esta definición aplica de igual forma a nivel de batería o USP.

Potencial Cerrado por Mercado (PCM) de un Área, UE, etc.:

Es la sumatoria de los potenciales de los pozos cerrados por falta de mercado (demanda), en un área deoperación, Unidad Económica, etc., en el periodo de análisis.

Producción Fiscalizada (Pf) de un Área, UE, etc.:

Es la producción oficial entregada en el punto de transferencia a Transporte de Petróleo y Gas, medida mayormente con Unidades LAC o cualquier instrumento de medida, considerando el margen de error del instrumento de medición.

Producción diferida (Pdif) de un Área, UE, etc.:

Es el total de producción no materializada en un área operativa, Unidad Económica, etc. Es consecuencia de una variación en la capacidad de aporte del reservorio, y/o disminución de la capacidad de los sistemas de extracción, del paro de los pozos activos e inactivos con disposición inmediata, y de la merma por transferencia. Se obtiene de restar al Potencial del área, la Producción Fiscalizada en el punto de transferencia, el Potencial Cerrado por Mercado y la variación de producción retenida; en el periodo de análisis:

Pdif = Pt – Pf – PCM – ΔPret

En la producción diferida de un área se encuentran varios renglones, a saber:

Mermas de pozos. Perdidas Localizadas. Mermas por Transferencia. Perdidas No Localizadas.

Mermas (M):

Es la producción no materializada durante el tiempo de operación de uno o varios pozos activos, como resultado de la reducción en la capacidad de afluencia del reservorio y/o disminución en la capacidad del sistema de extracción. Se calcula como la sumatoria de las mermas de todos los pozos activos del área, en el período de análisis.

Pérdidas Localizadas (PL):

Es la producción no materializada debido al paro total (temporal o permanente) por causa o rubro establecido, de uno o varios pozos activos o inactivos con disponibilidad inmediata. Se calcula como la sumatoria de la perdida localizada de todos los pozos activos e inactivos con disponibilidad inmediata del área, en el período de análisis.

Mermas por Transferencia (MT):

Es la diferencia entre la producción bombeada desde las baterías, USP y la producción fiscalizada en los puntos de transferencia, en el periodo de análisis. Se debe principalmente a la diferencia de apreciación de los instrumentos de medida utilizados entre ambos puntos, que inciden directamente en la medición del volumen total y del corte de agua.

Pérdidas No Localizadas (PNL):

Es la producción no materializada por razones desconocidas, en el período de análisis. Se obtiene de restar al Potencial del área, la Producción Fiscalizada, el Potencial Cerrado por Mercado, la variación de producción retenida, las Perdidas Localizadas, las Mermas y las Mermas por Transferencia; en el periodo de análisis:

PNL = Pt – Pf – P.C.M. – ΔPret – PL – M – MT

En las Perdidas No Localizadas se incluye el factor de campo, consecuencia de la diferencias de producción de los pozos respecto a su control, al estar conectados al separador de producción, y también consecuencia de la apreciación del sistema de medición de los pozos.

Declinación total (Dt):

Es la pérdida de capacidad productiva de un pozo o reservorio.Tiene dos componentes: uno relacionado con la energía natural del reservorio y su mecanismo de empuje o producción, y otro relacionado con pérdida de capacidad de la infraestructura subsuelo superficie del reservorio. De esta forma se puede decir que la declinación puede ser:

Declinación energética (De):

Es la pérdida de capacidad productiva del reservorio por efectos de reducción de energía de su mecanismo de empuje (agotamiento de la presión en reservorios volumétricos, disminución del volumen de hidrocarburos por efectos de la entrada de fluidos indeseables como agua y/o gas en proyectos de inyección de esos fluidos, entrada de agua en reservorios con empuje hidráulico, etc.).Todos los reservorios se agotan y parte de su declinación es visible y detectable en algunos pozos,

normalmente contabilizadas como parte de perdida de potencial. Otra parte es imperceptible, la cual se distribuye generalmente en todos los pozos y sea signa a través de valores estadísticos.

Declinación Mecánica (Dm):

Es la pérdida de la capacidad productiva de unreservorio como consecuencia de la pérdida de infraestructura de subsuelo (principalmente la pérdida de potencial por la pérdida total de pozos, intervalos de punzados, etc. por razones mecánicas) y pérdida de la infraestructura de superficie (daños de caños, sistemas con altas presiones económicamente no atractivas de corregir, etc.). Normalmente contabilizadas como parte de pérdida de potencial. Los procedimientos generales para el cálculo de las declinaciones totales, energético y mecánico serán los establecidos en informe técnico que se emitirá sobre el tema.

Contribuciones:

Representan el potencial generado mediante las actividades de perforación, rehabilitación, inyección alterna de vapor, estimulaciones, cambios en el método de producción y eliminación de restricciones de flujo en el pozo.

Declinación:

Representa la pérdida de la capacidad de producción de crudo y/o gas de un pozo ó un conjunto de pozos, debido a disminución de la capacidad de producción del yacimiento, incremento en la producción de fluidos indeseables ó daños en la formación.

Factor de Campo:

Representa una combinación de la presión de medición y la eficiencia de la infraestructura en el proceso de producción. Se define como la relación entre la producción extraída medida en tanques (MB) y la calculada en base a pruebas de pozos (MB/D), considerando su tiempo efectivo de actividad en días. Se calcula según la siguiente ecuación:

Factorde Campo

pruebas

de pozos * Días de producción

producción medida en Tanques

Generación por IAV:

Corresponde al incremento de la producción por el aporte de los pozos

productores estimulados mediante inyección alternada de vapor durante el período

y que hayan sido oficialmente completados.

Generación por otros:

Corresponde al incremento neto de la producción por el aporte de los pozos

productores asociados

dichos trabajos durante el período y que hayan sido oficialmente completados.

Generación por perforación:

Corresponde al incremento de producción por el aporte de los pozos

productores perforados durante el período y que hayan sido oficialmente

completados

Generación por RA/RC:

Corresponde al incremento de producción por el aporte de los pozos

productores rehabilitados durante el período y que hayan sido oficialmente

completados.

Potencial a comienzo de período:

Es la cifra del potencial a finales del período anterior, la cual ha sido verificada y

oficializada ante el Ministerio de Energía y Petróleo.

Potencial de Producción:

Es la tasa máxima eficiente de producción económica de un yacimiento, capaz de

obtenerse con las instalaciones de superficie del campo. Representa el nivel

máximo de producción estable que pudiera ser alcanzado, bajo condiciones ideales

de operación, por los pozos con disponibilidad inmediata de producción,

conectados a instalaciones de superficie, y cumpliendo con las normas ambientales

y de utilización del gas vigentes.

Potencial:

Es la tasa máxima de producción económica de un yacimiento, capaz de

obtenerse con las instalaciones de superficie del campo; siempre que se utilice

satisfactoriamente no menos del 98% del gas natural asociado, que sea

económicamente recolectable y que se cumpla con las normas ambientales

existentes.

Producción diferida no programada:

Representa la porción de producción diferida asociada a eventos

imprevistos, tales como: rotura de líneas de flujo y gas, paros no programados de

plantas de comprensión de gas o estaciones de flujo, fallas en los equipos de

levantamiento artificial o daños en los equipos de superficie de pozos y fallas

eléctrica

Producción diferida programada: Es la porción de la producción diferida

asociada a mantenimientos programados de plantas y equipos, conexión y

arranque de nuevas instalaciones y toma de registros de presión y temperatura en

pozos.

Producción Diferida: Es la diferencia entre la producción extraída, medida en

tanques, y la sumatoria de las pruebas de pozos o potencial. Se puede originar por

eventos imprevistos como rotura de líneas de flujo y gas, fallas eléctricas, fallas en

los equipos de levantamiento artificial o daños en los equipos de superficie de los

pozos, siniestros, entre otros; y por eventos programados como mantenimiento de

plantas y equipos, conexión y arranque de nuevas instalaciones y toma de registros

de presión y temperatura en pozos.

Producción disponible para entregar a RSC (Refinación, Suministro y Comercio): Es el máximo volumen de producción, con las especificaciones

acordadas, que se puede entregar al negocio RSC en terminales de embarques y

refinerías.

Producción Disponible: Representa el máximo volumen producible en

condiciones normales de operación y mediante la siguiente ecuación:

producción disponible= (Potencial - producción diferida )* Factor de campo

Producción Fiscalizada: Es el volumen de producción oficial de crudo, en

base al cual la empresa paga el impuesto de explotación o regalía.

ABREVIATURAS

Índice de Productividad=J

Curva de Afluencia=IPR

Presión de fondo fluyente=Pwf 

Presión de fondo fluyente de Ley =Pwfley

Presión de fondo fluyente crítica=Pwfc

Presión de fondo fluyente limite =Pwflim

Tasa de Flujo Critica=Qc

Disponibilidad límite de Reservorio =Qlim

Producción actual del pozo=Qact

Potencial Absoluto=AOF

Potencial de Pozo =Pp

Potencial de pozo - petróleo=Ppp

Potencial de pozo - agua=Ppa

Potencial de pozo - gas=Ppg

Potencial de pozo - liquido=Ppl

Potencial de pozo - total (liquido + gas)=Ppt

Potencial de un área, UE=Pt

Potencial Cerrado por Mercado=PCM

Producción disponible de un área, UE=Pd

Producción bombeada de un área, UE=Pb

Producción retenida de un área, UE=Pret

Variación de producción retenida=ΔPret

Producción fiscalizada de un área, UE=Pf

 Producción diferida de un área, UE=Pdif 

Pérdidas localizadas=PL

Pérdidas no localizadas=PNL

Mermas=M

Mermas por transferencia=MT

Declinación total=Dt

Declinación energética=De

Declinación mecánica=Dm

Factor de Camp: FC

Inyección alterna de vapor: IAV

Producción disponible: PD

Producción fiscalizada: PF

Potencial máximo: PT

Trabajos de Perforación/Reparación: RA/RC

Sistemas Informáticos:

El sistema informático repositorio de la información deproducción,TOW o cualquier otro que en el futuro se adopte como oficial, debe contener los campos necesarios para el registro de los datos asociados a los conceptos en este Procedimiento. Se debe incluir la producción total de los fluidos producidos por los pozos (agua, petróleo y gas), los rubros y sub-rubros homologados de Pérdidas y Estados de Pozos que permitan su adecuado manejo para diagnóstico de la variación de la producción respecto al potencial, efectuar análisis estadísticos y gestión del área de reserva al nivel jerárquico mas bajo en términos prácticos. Esta clasificación debe ser está establecida y homologada a todas las áreas operativas.

Aplicaciones Técnicas:

Las aplicaciones de informática y softwares son los oficialmente aprobados por RepsolYPF y variarán cuando estos se modifiquen. Así, como referencia a los softwaresaprobados a la fecha, se tiene:

El software Oil Field Manager (OFM) y el Sahara son la base para el cálculo de las declinaciones.

El software para diseños, análisis y diagnósticos de la infraestructura subsuelosuperficie es el oficialmente aprobado y estandarizado por Repsol YPF. Algunos casos muy específicos pudiesen requerir software diferente al nombrado.

El software para el cálculo de las curvas de fluencia e índice de productividad será el referenciado en el reporte en el informe técnico que editara para dicho cálculo.

Desviaciones de la producción respecto Valor del Potencial:

Se considera que un pozo presenta una desviación de su producción con respecto al valor establecido como su potencial, cuando el valor de los variables medidas en el controlvalidado difiere del potencial asignado en un porcentaje acordado. 

Cuando un pozo presente desviación respecto a su potencial, se debe analizar su comportamiento para identificar mermas, pérdidas o incrementos, diagnosticarlos e identificar las posibles causas de la desviación y prograrmar de requerirlo, un trabajo para restituir o incrementar la producción.

Dado que los valores que resultan del proceso de controlar pozos esta afectado por la apreciación y exactitud de los instrumentos y/o aparatos de medición de controles, como primera aproximación para la instalación del proceso, se considerará que un control presenta una desviación respecto al potencial cuando se cumplen las siguientescondiciones:

Pozos Tipo A:

Son aquellos pozos de una Zona de Producción, cuya sumatoria del potencial de producción neto, ordenados de mayor a menor representa el 50 % del potencial neto de dicha Zona de Producción. Se considera que un control está desviado respecto al potencial, cuando el valor de los variables medidas en el control validado difiere en 5 % del valor del potencial asignado.

Pozos Tipo B:

Son aquellos pozos de una Zona de Producción, cuya sumatoria del potencial de producción neto, ordenados de mayor a menor representa el siguiente 30 %del potencial neto de dicha Zona de Producción. Se considera que un control estádesviado respecto al potencial, cuando el valor de los variables medidas en el control validado difiere en 5 % del valor del potencial.

Pozos Tipo C:

Son aquellos pozos de una Zona de Producción, cuya sumatoria del potencial de producción neto, ordenados de mayor a menor representa el siguiente 20 %del potencial neto de dicha Zona de Producción. Se considera

que un control está desviado respecto al potencial, cuando el valor de los variables medidas en el control validado difiere en 10 % del valor del potencial. Esta clasificación y valores serán revisados en función de la adecuación de la capacidad de medidas de las baterías y USP, a las mejores prácticas. Las estimaciones anteriores están basadas en la premisa que si sucede el peor de los casos (que las desviaciones estén en el rango mínimo fijado) el valor total de la producción disponible con respecto al potencial debe estar en el orden del 94,0 % lo cual se estima esun valor aceptable de eficiencia operativa para iniciar el proceso de asignación delpotencial. En la medida que estos valores se fijen por campo / yacimiento y se disponga de una estadística válida, los valores anteriores se ajustarán tomando en consideración factores tales como la apreciación de los instrumentos de medida, etc. Con la finalidad de mantener un monitoreo eficiente y efectivo de la producción de todos los pozos de cualquier área, los ingenieros de producción deberán programar sus instalaciones de forma tal que todos los pozos puedan ser medidos (controlados) por lo menos una vez al mes, con lo cual la clasificación anterior deja de tener efecto y se tomará como desviación del potencial cuando la producción difiera mas del 5 %.

RESPONSABILIDADES

Gerente de Área:

Responsable por la instalación inicial y aplicación continúa de los procedimientosestablecidos en este manual.

Ingeniero de Producción:

Asignación del valor de potencial de cada pozo en análisis consensuado y soportado técnicamente con el ingeniero de reservorios de sus áreas bajo custodia.

Responsable del registro en TOW el valor inicial o modificaciones del potencial acordado por pozo, en conjunto con su justificación.

Diseñar los sistemas de extracción, teniendo como objetivo de producción la disponibilidad límite de reservorio cuando no existan restricciones a la producción.

Emitir el programa y cronograma de toma de datos que permita la apropiada determinación del potencial de los pozos bajo su custodia.

Cotejar condiciones reales de operación de los pozos productores en los softwaresrespectivos, a fin de efectuar el diagnóstico del pozo que permita identificar causas de desviaciones y/o oportunidades de optimización de producción y/o variación en la curva IPR del pozo.

Las responsabilidades aquí asignadas son adicionales las asignadas a sus funciones normales de ingeniería de producción.

Ingeniero de Reservorio Operacional:

Asignación del valor de potencial de cada pozo en análisis consensuado y soportado técnicamente con el ingeniero de producción de sus áreas bajo custodia.

Mantener actualizados los valores de presión estática de reservorio, así como su variación con respecto a la producción acumulada.

Definir y calcular la curva IPR del pozo así como el método más representativo de cálculo para el área.

Efectuar los diagnósticos del sistema de reservorio (empuje) que permitan identificar las causas de desviaciones y/o optimización de producción.

Proporcionar al ingeniero de producción el programa y cronograma de toma de datos necesarios para el monitoreo de los reservorios que permitan maximizar el potencial de los pozos bajo sus custodia dentro de los planes de explotación aprobados de los mismos

Calcula las declinaciones total, mecánica y energética de cada reservorio. Justificar técnicamente las variaciones de potencial de los pozos.

Staff Técnico Producción de Fondo:

Evaluar las observaciones efectuadas a la implantación de los procedimientos establecidos en este manual, originadas en las Gerencias de Área.

Monitorear la validez de este Procedimiento y diseñar y proponer su adaptación y ajuste de ser necesario.

FASES DEL PROCESO

Programa de Monitoreo:

 El ingeniero de producción debe emitir un programa de monitoreo en base al plan de explotación aprobado para su reservorio. En caso de que no exista un plan de explotación oficial, el ingeniero de reservorio operacional debe proporcionar al ingeniero de producción los requerimientos de monitoreo para el reservorio Igualmente, el programa debe incluir la adquisición de los datos necesarios para el monitoreo del sistema de producción subsuelo / superficie para el área bajo su responsabilidad. Este programa debe ser ejecutado por los operativos o personal decampo con esas tareas asignadas.

Análisis de los datos de Producción:

El ingeniero de producción debe:

Analizar los datos generados en el programa de monitoreo (controles, cartasdinamométricas, tubing y casing well head pressure, nivel de fluidos, etc.) ycompara los controles validados contra el potencial del pozo:

Determinar la existencia o no de merma ó perdida localizada (ver definiciones para su cálculo), y en caso de que las hubiere:

Diagnosticar el pozo mediante el cotejo de las condiciones reales de operación en los softwares respectivos.

Cualquier desviación presente, generará la necesidad de programar una acción para restablecer la producción diferida (si la hubiere), o revisar el potencial vigente del pozo.

Se establece que un pozo esta produciendo técnicamente dentro un rango dedesviación aceptado, cuando el resultado de las valores de los controles validados de un pozo en un período de análisis, se encuentran dentro de los límites establecidos en.

Para pozos productores que presenten desviaciones y tengan unaproducción actual importante queda a criterio del equipo de ingenieros de producción y reservorio programar una acción para intervenir el pozo, considerando el valor económico a generar y el riesgo operacional inherente en el tipo de intervención requerida. La decisión final sobre estos casos, debería ser consultada a al Gerente del Área de ser necesario. Cuando la decisión fuese mantener el pozo produciendo bajo las condiciones actuales, no se debe reducir o modificar el potencial.

El ingeniero de reservorio debe:

Analizar los datos generados en el programa de monitoreo y diagnosticar y revisar la capacidad actual de fluencia o IPR de la formación.

Verificar y medir el cumplimiento del plan de explotación del reservorio. Establecer la necesidad de implantar una tasa de flujo crítica o regular a

presión de fondo fluyente de ley (se debe implantar la que sea mayor) informando de la misma por escrito en el programa a ingeniería de producción.

En todos los casos donde no se oficialice una tasa de producción crítica o Pwf de ley, ingeniería de producción maximizará la producción del pozo a Potencial Absoluto si esposible, dentro las restricciones y condiciones técnicas y económicasposibles y convenientes

Fijación del potencial de un pozo:

Todos los pozos productores sin excepción (activos e inactivos con disposición inmediata), deben tener un potencial asignado de acuerdo a la definición establecida en este Procedimiento Deberá ser cargado en TOW, discriminando todos los fluidos producidos por un pozo (agua, petróleo y gas). El procedimiento de asignación del potencial es un trabajo de equipo entre el ingeniero de reservorio y el ingeniero de producción por lo que su asignación

requerirá de una reunión de trabajo (mensual o cuando sea necesario) para esta tarea. En tal sentido, se fijan las siguientes pautas:

Proceso inicial de asignación y revisión de Potencial en un área:

En aquellas áreas operativas donde no esté implantado el proceso de potencial bajo las pautas establecidas en este manual, se fija un período de tres meses máximo para que los ingenieros de desarrollo operativo y producción de cada área, analicen en conjunto todos los pozos de su área de reserva, asignen el potencial del pozo, decidan cual es el estado de producción mas representativo que deban tener según la clasificación establecida y carguen los mismo en TOW.

Proceso Continuo de revisión del potencial:

Cada mes, antes del cierre oficial de producción, el ingeniero de producción y el de reservorio de cada área de reserva deben reunirse para estudiar, diagnosticar y asignar el potencial a los pozos. La revisión continua del potencial debe efectuarse en términos prácticos y se sugiere la reunión mensual de pozos como escenario para su discusión y revisión. Bajo los términos de este manual, todos los pozos individualmente no requerirían ser revisado cada mes para fijar su potencial ya que en aquellos campos con poblaciones de pozos muy grandes, la tarea requeriría recursos voluminosos. El objetivo de la revisión esencontrar el comportamiento mas representativo del reservorio en cuanto a lasvariaciones de potencial y en tal sentido se recomienda como mínimo la siguiente prioridad para el estudio y revisión de potencial de:

Pozos perforados, reparados, recompletados, etc. de incorporación de potencial reciente, con controles validados cuyo comportamiento de producción muestre que no se han estabilizado.

Pozos con controles validados con desviación. Pozos de interés especial.

Validez del potencial asignado a un pozo:

Uno de los objetivos del ejercicio de potenciales revisar los cambios del mismo en el período de gestión donde se efectúa seguimiento. En tal sentido una vez que el potencial es asignado, su validez tendrá efecto el día primero del mes siguiente a su revisión. Es importante mencionar que este período de validez no exime a los ingenieros de producción y reservorio de la tarea de monitoreo diario de todos los reservorio, pozos, e instalaciones de sus áreas para identificar oportunidades de producción adicional y maximizar el valor a generar dentro de las pautas del plan de explotación.

Estadísticas de parámetros relacionados al potencial:

La gestión de un área de reserva basada en potencial, requiere que en el período de gestión se generen valores estadísticos de parámetros que permitan identificar acciones predictivas, preventivas y

correctivas para maximizar el valor de un área reserva. Los parámetros mínimosrelacionados con potencial que se deben registrar y mantener estadísticas de los mismos, son los siguientes:

Potencial base del área:

Es el potencial proporcionado por todos los pozos activos del área excluyendo los pozos que hayan generado o perdido potencial según las definiciones anteriores. Se calcula desde el inicio del período de análisis de gestión Enero a Diciembre tomando como base la declinación energética del reservorio y se verifica con el balance de potencial mensualmente.

Contribuciones al Potencial:

Se debe registrar mensualmente y acumulada, por rubro, tanto el potencial esperado (o planificado) como el materializado (o real) en el período de análisis de gestión de Enero a Diciembre. No se debe incluir en la potencial base del área. Estos valores de potencial adicional generado son la base para calcular los costos de generación de potencial por cada uno de los rubros analizados.En el caso de pozos nuevos perforados, su potencial se contabilizará comocontribución, cuando su producción muestre una tendencia estable o partir de los 2meses de puesta en producción (lo que ocurra primero). Es de mencionar que esta observación se establece para evitar contabilización de potencial cuando la producción es errática en su período inicial de producción.

Pérdidas de Potencial:

 Se debe registrar mensualmente y acumulada, en el período de análisis de gestión de Enero a Diciembre.

Declinaciones:

Se deben registrar tanto la declinación energética como la mecánica. Se debe registrar mensualmente y acumulada, la declinación esperada (o planificada) y la materializada(o real) en el período de análisis de gestión de Enero a Diciembre.

Mermas y Pérdidas:

Se calculan basados en las formulas y definiciones mencionadas, y deben tener una clasificación estándar a todas las reas operativas. Se debe registrar mensualmente y acumulada, la pérdidas y mermas esperadas (o planificada) y la materializada (o real) en el período de análisis de gestión de Enero a Diciembre.

Proceso de contabilización de mermas y pérdidas:

Este proceso tiene como objetivo contabilizar adecuadamente las mermas y pérdidas y poseer una base estadística deproducción diferida en el tiempo que permita optimizar los procesos de deteccion,diagnóstico, programación, ejecución y finalmente ejecución de trabajos de campo,requeridos para disminuir la producción diferida a valores económicamente aceptables. En este sentido se debe proceder de la siguiente manera:

Identificar las mermas y pérdidas:

La identificación de la diferida se hace a través e los procesos de optimización y monitoreo establecidos y aprobados en Repsol YPFAB o aquellos particulares en cada área operativa. Una vez identificada, se debe contabilizar la misma en el renglón correspondiente a las clasificaciones aprobadas. La fecha de validez de la diferida es la fecha de detección de la merma y/o pérdida.Una vez identificada, los sistemas informáticos deberían clasificar (Proyecto enelaboración) la misma para determinar la prioridad que se debe asignar a cada pozo en el contexto global del área de reserva o Unidad Económica.

Generar programa de restitución de la producción en merma y/o pérdida.

Una vez generado el programa para restituir la diferida y enviado al departamento tomar la acción, la diferida se debe asignar al departamento o sección que debe ejecutar la acción con fecha efectiva del recibo del programa (por ejemplo: esperando tractor).

Una vez ejecutado el trabajo y recuperada la merma o pérdida validada a través de controles, se debe excluir del renglón con la fecha correspondiente al inicio de la producción después de ejecutado el trabajo.

Se debe cuidar que el proceso de asignación de mermas y pérdidas por rubros se haga adecuadamente para evitar una doble contabilización de las mismas.

Indicadores de gestión basados en potencial:

Una vez definido el potencial del área, el mismo sirve de base para el cálculo de indicadores de gestión homologados a todas las áreas operativas. Los indicadores de gestión basados en el potencial serán losestablecidos en el manual que se editará para regular el tema. Los indicadores de gestión se deben calcular a inicio y fin de mes, así como un promedio es. Los valores de inicio y fin se usan para analizar comportamiento puntual y los valores promedio para cifras estadísticas de gestión, valores de costos, comparación depresupuesto etc. Los valores promedios se calculan según el siguiente procedimiento:

Potencial a fin de un período (Ptf):

Conocido el potencial al inicio de un período (Pti), un mes por ejemplo, se calcula el potencial al final del período con la siguiente relación:

Ptf = Pti + Contribuciones al Potencial – Perdidas de Potencial– Declinación Energética (*) – Declinación Mecánica

(*) No perceptible a nivel de pozos productores. Normalmente se obtiene de estadísticas.

Potencial Promedio de un período (Ptp):

Es el promedio aritmético entre el Potencial al inicio y al fin de un período. Para un período de un mes la relación sería:

Ptp = (Ptf + Pti) / 2

Validación de la producción fiscalizada en función del balance de potencial de un Área, UUEE, etc.:

El potencial en el período de análisis y la producción fiscalizada pueden validarse enfunción de las contribuciones al potencial, disminución del potencial (perdidas depotencial + declinación energética + declinación mecánica), potenciales cerrados por mercado, mermas (M y MT), perdidos (PL y PNL) y la variación de existencia, como se indica a continuación:

Los cálculos de ambos métodos deben generar resultados cuya desviación debe ser del orden de más o menos 1 a 2 %.

Igualmente, este análisis nos permite realizar compromisos de producción más acorde con la realidad, una vez que se han establecido por estadísticas las diferentes variables que intervienen.

República bolivariana de Venezuela

Ministerio del poder popular para la educación superior

Instituto universitario politécnico Santiago Mariño

Facultad de ingeniería

Escuela de petróleo

Ing. Kerry Avila

Planificación y control de la

Producción

Ruegie E, Martínez V

C.I V-20.400.511

Argenis Soto

C.I V- 23.281.062

Emilu Peñaranda

C.I V-23.473.507

Maracaibo, Febrero 2016

SEGUIMIENTO AL POTENCIAL DE PRODUCCIÓN

Introducción

La producción de hidrocarburos es uno de los procesos que implica la

buena factibilidad que poseen los diferentes yacimientos para ser explotados, por

el hecho de que a partir de esta (producción) se explota y se obtiene realmente el

hidrocarburo a comercializar, manejando gerencias que permiten organizar y llevar

a cabo las buenas técnicas para conseguir el objetivo. Esta se define como el

proceso que se concentra en la explotación racional de petróleo y gas natural de

los yacimientos, cumpliendo con las leyes y normas ambientales y de seguridad, y

fortaleciendo la soberanía tecnológica. Pero para que esto suceda se necesita de

estudios geológicos, los cuales indique que el hidrocarburo en la formación será

factible y comerciablemente explotable. Aquí se puede señalar a la exploración, la

cual implica la búsqueda de yacimientos petrolíferos, así como el uso de técnicas

geológicas de campo y de laboratorio con el fin de probar y calcular las posibles

reservas que contienen. También es importante recalcar la capacidad productiva

que se tiene, es decir con qué materia de hidrocarburo se cuenta para ser

explotado, y qué mecanismos serán utilizados para poder extraer dicha materia ya

sean naturales o artificiales, el último mecanismo se da cuando ya el pozo está

muerto y el hidrocarburo no se extrae naturalmente. Para determinar la habilidad

que tiene un pozo de producir fluidos, y cómo estos fluirán a través de la formación

se realizan pruebas de pozos, los cuales en base al de desarrollo del campo se

pueden dividir en: Identificación de la naturaleza de los fluidos del yacimiento y

estimación del comportamiento del pozo.