Taller Definiciones y Procedimientos para el cálculo Seguimiento del Potencial y la Producción (1)

Petróleos de Venezuela, S. A. Exploración y Producción Occidente

TALLER Definiciones y procedimientos procedimientos para cálculo y seguimiento del Potencial y Producción

ELABORADO POR: J.B. GONZALEZ V.H. FERNANDEZ

Septiembre 2004

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CONTENIDO

1. INTRODUCCIO CION 2. CONC CONCEP EPTO TOS S Y DEFI DEFINI NICIO CIONE NES S 3. PROC PROCED EDIM IMIE IENT NTOS OS DE DE CALC CALCUL ULO O 4. VERI VERIFI FICA CACI CION ON DEL DEL POT POTEN ENCIA CIAL L 5. AJ AJUS USTE TES S AL POTE POTENC NCIA IAL L 6. INDICADORES INDICADORES DE GESTI GESTION ON RELACIO RELACIONADOS NADOS CON EL POTENCIAL POTENCIAL 7. DIAG DIAGRA RAMA MA DEL DEL PRO PROCE CESO SO 8. CLASIFICAC CLASIFICACION ION PRESUP PRESUPUEST UESTARIA ARIA DE LAS LAS ACTIVIDA ACTIVIDADES DES DE GENERACION GENERACION DE POTENCIAL 9. CONCEPTOS CONCEPTOS RELACIONAD RELACIONADOS OS CON CON LA ACTIVID ACTIVIDAD AD CON CON TALADRO TALADRO 10. EDO. EDO. DE LOS POZOS POZOS (A FIN FIN DE MES) MES) 11. INYECC INYECCIÓN IÓN DE DE VAPOR VAPOR 12. CLASIFICACIÓN DE LOS POZOS PETROLEROS ANTES Y DESPUES DE LA LA PERFORACIÓN. 13. ESTADOS DE POZOS ACTIVOS DE ACUERDO A NOMENCLATURA DEL M.E.M. 14. BALAN BALANCE CE DE DE GAS GAS 15. REFERE REFERENCIA NCIAS S

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1. INTRODUCCION El propósito de este manual es proveer al personal involucrado en el cálculo, verificación y elaboración de informes sobre potencial de producción, de un documento en el cual se homologan los conceptos, criterios y mejores prácticas utilizados por las ex - filiales y que sirva de guía para garantizar la uniformidad y calidad de la información. El principal objetivo es establecer una metodología estándar, aplicable en todas las áreas productivas bajo la responsabilidad del Negocio de Exploración y Producción de PDVSA Occidente, la cual debe reflejar el comportamiento real del potencial de producción de los pozos, como resultado de un balance entre la perdida de la capacidad de producción y las actividades de generación. Pero además, este documento pretende orientar al usuario en la generación de indicadores, que puedan ser comparados vis a vis con los del resto de las empresas líderes en el negocio y nos sirvan de guía para consolidarnos como referencia mundial. Desde el año 1998, la Unidad de Negocios de Producción utiliza el repositorio Finder y el sistema Centinela para almacenar, procesar y convertir datos en información operacional relevante para el seguimiento y control de las operaciones. Por lo tanto, la información que se utilizará para el cálculo de potencial debe ser obtenida de estos sistemas. En este orden de ideas y para efectos de catalogar los diferentes estados de pozos activos: abiertos (Cat 1) y cerrados (Cat 2), en este documento se incluyen los estados de acuerdo con la nomenclatura del M.E.M. El sistema de evaluación de Presupuesto y Evaluación de Gestión se desarrollo con el objeto de poder efectuar un seguimiento continuo al desarrollo del presupuesto, y poder evaluar la gestión de las diferentes filiales. Con este fin la información se divide en información para el Control del

Presupuesto e información para la Evaluación de la Gestión. En el Control del Presupuesto se incluyen todas las acciones, desembolsos y resultados asociados a las diferentes actividades que se efectúan en el periodo presupuestario. En la Evaluación de la Gestión el factor tiempo no se considera y se incluyen todas las acciones, desembolsos y resultados que permitan evaluar

una actividad cuando esta se

concluya. Finalmente, es importante señalar que los conceptos, criterios, metodología y procedimientos contenidos en este manual han sido revisados y aprobados por los miembros del Comité de Operaciones de Occidente.

2. CONCEPTOS Y DEFINICIONES

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Definición oficial de Potencial según el M.E.M. “Es la tasa máxima eficiente 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”. Es importante señalar que el M.E.M. define el Potencial de Producción, pero no establece un procedimiento estándar para su cálculo. Por esto, entre las ex–filiales de PDVSA existían diferencias tanto de criterios como de los conceptos que sustentaban los procedimientos de cálculo. A fin de remediar esta situación, a continuación se proponen las siguientes definiciones:

Potencial de Producción (PT) 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. El mismo, se expresa como la sumatoria de las pruebas representativas de los pozos con disponibilidad inmediata de producción. PT =

Pruebas representativas de los Pozos con disponibilidad inmediata

Se consideran pozos con disponibilidad inmediata:

-

Activos en producción, incluye los estados: PT, PR, PN, PE y PH

-

Cerrados temporalmente por reparación y/o mantenimiento de instalaciones asociadas, tales como estaciones de flujo, múltiples de producción y de gas, plantas de gas, oleoductos, tanques de almacenamiento y líneas de flujo y gas. Incluye los siguientes estados: CE, CR, CG, CA, CO, CS, CY, ES,

-

Pozos cerrados por restricciones de mercado con estado CM

De acuerdo con esta definición, el valor de potencial es difícilmente alcanzable en la práctica, debido a que normalmente existen condiciones operacionales asociadas a los procesos de extracción, recolección y almacenamiento, que generan diferencias entre los volúmenes medidos en los separadores de prueba y los medidos en los patios de almacenamiento y fiscalización. Bajo el concepto de potencial, los pozos fluyen individualmente a los separadores de prueba de las estaciones de flujo, sin interrupciones y en condiciones prácticamente ideales. En la realidad, los pozos fluyen en forma conjunta a los separadores generales, bajo un ambiente de

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interrupciones, tanto planificadas como no planificadas, inherentes al proceso de producción. Así mismo, eventualmente ocurren filtraciones por rotura de líneas y oleoductos, evaporación de componentes volátiles e incertidumbres en la medición, que sumadas a lo anterior causan que el volumen medido en los tanques de recibo de producción sea menor que el obtenido por la sumatoria de las pruebas de los pozos.

Producción Diferida La diferencia entre la producción extraída, medida en tanques, y la sumatoria de las pruebas de pozos ó potencial, se denomina producción diferida. Las causas que originan la producción diferida son varias y se agrupan en dos categorías:

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 compresión de gas ó estaciones de flujo, fallas en los equipos de levantamiento artificial ó daños en los equipos de superficie de los pozos y fallas eléctricas, siniestros, hurtos y saboteos.

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 (Concepto Homologado): Es la cuantificación de los volúmenes de crudo y gas que por diversas razones no son producidos de acuerdo al potencial esperado para un determinado momento. Se denomina Diferida pues las reservas petrolíferas aún se encuentran en siti o y su extracción solo ha sido retrasada en el tiempo. PLAN ANUAL DE PRODUCCIO UCS-3.3.5.1 FO-001 Distrito (1) UE (2)

Secuencia (4)

Segregación (3)

Año (5)

MBD ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

PROM (9)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

#¡DIV/0! -

DIFERIDA NO PLANIFICADA (10) Pozo (10.1) Subtotal Pozo (10.1.1) Con Baja Producción (10.1.1.A) Categoría 2 (Subsuelo) (10.1.1.B) Infraestructura (10.2) Subtotal Inf. (10.2.1) Cuellos de Botella (10.2.1.A) Categoría 2 (Superficie) (10.2.1.B) Eventos (10.2.1.C) Plantas (10.3) Subtotal Plantas (10.3.1) Eventos Plantas Gas (10.3.1.A) Eventos Sistema Eléctrico (10.3.1.B) Eventos Plantas Agua (10.3.1.C)

-

-

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-

-

-

-

-

-

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-

-

-

-

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-

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-

-

-

-

-

DIFERIDA PLANIFICADA (11) P oz os (1 1. 1) T om a d e Da to s ( 11 .1 .1 ) Infraestructura (11.2) Subtotal Infraestructura (11.2.1) Proyectos (11.2.1.A) Mantenimiento (11.2.1.B) Subtotal Plantas (11.3) Subtotal Plantas (11.3.1) Paros Plantas Gas (11.3.1.A) Paros Sistema Eléctrico (11.3.1.B) Paros Plantas Agua (11.3.1.C)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

#¡DIV/0!

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

#¡DIV/0! #¡DIV/0! #¡DIV/0! #¡DIV/0! #¡DIV/0! #¡DIV/0!

POTENCIAL PROMEDIO (6) DIFERIDA TOTAL(7) PRODUCCION DISPONIBLE (8)

RELACION PD/PT (12)

###### ###### ###### ###### ###### ###### ###### ###### ###### ###### ###### ######

Factor de Campo (FC)

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#¡DIV/0! #¡DIV/0! #¡DIV/0! #¡DIV/0! #¡DIV/0! #¡DIV/0! #¡DIV/0! #¡DIV/0!

#¡DIV/0!

Representa una combinación de la precisión 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 (días). Factor de Campo =

Pruebas de pozos x días en producción / producción medida en tanques

Cuanto más cerca de 1 sea el factor de campo (FC), mayor es la precisión de medición en el proceso.

Producción Disponible (PD) Representa el máximo volumen producible en condiciones normales de operación y se obtiene restando al potencial la producción diferida, multiplicando el resultado por el factor de campo (FC) para llevarlo a volumen medido en tanques. Producción Disponible = (Potencial – Producción Diferida) x Factor de Campo

Producción Fiscalizada (PF) Es el volumen de producción oficial de crudo, en base al cual la empresa paga el impuesto de explotación ó regalía. Es igual a la producción disponible menos la producción cerrada por mercado (EM).

Producción Disponible para entregar a RSC Es el máximo volumen de producción, con las especificaciones acordadas, que se puede entregar al negocio de Refinación, Suministro y Comercio (RSC), en terminales de embarques y refinerías. Se obtiene restando a la producción fiscalizada las mermas y pérdidas operacionales.

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C a lc u lo d ela E l p r o m e d io m u ltip lic a r d e lo s m e s e s

p o n d e r a d o d e c a d a p r o d u c c ió n c o n s id e r a d o sy

p r o d u c c ió n p r o m e d io e s ta e slaf o r m a

p a r a p o r

e lp r im e r lo s d ía s c o r r e c tad e

d e l

tr im e s tr e m e sy c á lc u lo :

p r o d u c c ió n P r o m e d io s e r á lu e g o

e l r e s u lta d o d ela d iv id ir lo s

e n tr ela

p r o m e d io P o n d e r a d o s u m a to r ia s u m a to r ia

d e d e

q u ee n

a lg u n o s

lo s

d ía s

(3 1 2 ,3 * 3 1 + 3 1 9 ,0 * 2 9 + 3 1 8 ,4 * 3 1 ) /( 3 1 + 2 9 + 3 1 )= 3 1 6 , 5 M B D E l p r o m e d io s im p led e p u e d e s ig n if ic a r

e s to s c ie n to sd e

tr e s b a r r ile sa l

m e s e s

n o s a ñ o :

d a r ía

u n

r e s u lta d o

d if e r e n tey

m e n o s

e x a c to

c a s o s

( 3 1 2 ,3 + 3 1 9 0 ,+ 3 1 8 ,4 ) /3 =3 1 6 ,6M B D

P r o m

E n e -

P la n 3 3 1 .6

M a r2 0 0 4 R e a l

3 1 6 .5

V a r

( 1 5 . 1 )

O C T 3 4 4 , 7

P l a n

4

R e s u lt a d o s

E n e-

M a r2 0 0 4

3. PROCEDIMIENTOS DE CALCULO Para propósitos de este manual, se han seleccionado dos procedimientos, ampliamente utilizados por las ex – filiales, para el cálculo del potencial. El primero, con base en los conceptos y definiciones antes mencionados, el cual se explica en el diagrama (Fig. 1) mostrado a continuación:

POTENCIAL DE PRODUCCION (PT)

=

-

PRODUCCION DIFERIDA NO PROGRAMADA

+

-

PRODUCCION DIFERIDA PROGRAMADA

+

x

FACTOR DE CAMPO

=

PRODUCCIÓN DISPONIBLE (PD)

=

-

PRODUCCION CERRADA POR MERCADO

+

=

PRODUCCION FISCALIZADA (PF)

=

-

MERMAS, PERDIDAS E IMPRECIS . DE MEDICION

+

=

PRODUCCIÓN DISPONIBLE PARA RSC

/

Fig. 1 En el anexo 1 se presenta un resumen de los estados de pozos activos (categoría 1) e inactivos con disponibilidad inmediata (categoría 2), cuya producción, por definición, conforma el potencial. Dichos estados se expresan en la nomenclatura del M.E.M. El segundo método consiste en un balance de declinación y contribuciones, el cual aritméticamente se expresa de la siguiente manera:

PT = Potencial al comienzo del período - declinación + contribuciones donde:

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Potencial al comienzo del período Es la cifra del potencial a finales del período anterior, la cual ha sido verificada y oficializada ante el M.E.M.

Declinación Representa la pérdida de la capacidad de producción de crudo y/o gas de un pozo ó un conjunto de pozos, debido a la ocurrencia de uno ó varios de los siguientes factores: - Disminución de la capacidad de producción del yacimiento (declinación energética) - Incremento en la producción de fluidos indeseables (declinación mecánica) - Daños en la formación (declinación mecánica). La primera es conocida como declinación energética ó de yacimiento, las otras dos causas conforman la declinación mecánica, la cual está más relacionada con la unidad de producción pozo y puede ser restituida mediante trabajos de rehabilitación. La suma de ambas es la declinación total. No se considera declinación a la pérdida de capacidad de producción por daños mecánicos en los componentes de los pozos, ya que su restitución se considera como un mantenimiento de la capacidad de producción y se logra mediante servicios a pozos. Para efectos prácticos, en primera instancia, se calculan las declinaciones total y energética, obteniéndose la declinación mecánica por diferencia. A continuación se describen los criterios de selección de pozos para calcular la declinación.

Declinación Total Se seleccionan los pozos activos e inactivos con disponibilidad inmediata, al comienzo del período evaluado. En el momento que alguno de los pozos inicialmente seleccionados es cerrado para rehabilitación, IAV, cambio en el método de producción, es excluido por el resto del período. Asimismo, se excluyen los pozos a los que se le modifica el tamaño del reductor en la línea de flujo. En este caso el número de pozos al principio es mayor que al final del período. A continuación son graficados los puntos correspondientes a la producción en B/D vs el tiempo en meses. Luego, mediante regresión se ajusta una curva exponencial, cuyo exponente representa la declinación total mensual en el período de tiempo evaluado.

Declinación Energética Se seleccionan los pozos que permanecieron activos ó inactivos con disponibilidad inmediata, durante todo el período evaluado y que no fueron rehabilitados ó estimulados, ni se les hizo cambio en el método de producción, ni se les modificó el tamaño del reductor en la línea de flujo. En este caso el número de pozos a principio y a final del período debe ser el mismo.

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Seguidamente, se procede a graficar la producción vs tiempo y a ajustar una curva exponencial como en caso anterior para obtener la declinación energética. La declinación mecánica se obtiene restando a la declinación total la energética. En la gráfica a continuación se muestra el procedimiento antes mencionado 40 35 30

Declinación Energética

25 MBD

20

Declinación Total

15

d = -ln (q15 /q0)/(t/ 12)

10

donde: d = declinación mensual t = tiempo en meses (15)

Declinación Mecánica

5 0 0

5

10 meses

15

20

Decl. Total, N° pozos

150

145

135

120

97

Decl. Mec.,N° pozos

97

97

97

97

97

Fig. 2

Contribuciones Representan el potencial generado mediante las actividades de perforación, rehabilitación, inyección alternada de vapor, estimulaciones, cambios en el método de producción y eliminación de restricciones de flujo en el pozo (sub-suelo). En la gráfica inferior se muestra el balance de declinación y contribuciones conocido como Papagayo.

Potencial C/P

Potencial F/P Otros I.A.V. RA/RC Perforación

Declinación

Potencial Declinado Fig. 3

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Contribuciones

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. El potencial debe estar asociado al nivel de producción representativo del pozo al final del período en evaluación y no a la prueba oficial de completación. El período de evaluación de un pozo nuevo después de la salida del taladro no debe exceder 30 días, a menos que requiera IAV, en cuyo caso el tiempo se extiende a 45 días.

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. Si un pozo pasa más de un mes inactivo, con disponibilidad no inmediata, antes de ser reparado; debe ser excluido del potencial y por lo tanto se considera como generación el aporte completo del pozo después del trabajo. Pero si el pozo permaneció en estado inactivo un período de tiempo muy corto y no fue excluido del potencial, entonces la generación debe ser contabilizada como el

incremento neto de la

producción antes y después de ser rehabilitado. El potencial debe estar asociado al nivel de producción representativo del pozo al final del período en evaluación y no a la prueba oficial de completación. El período de evaluación de un pozo luego de RA/RC no debe exceder 15 días. Un trabajo a pozo se considera RA/RC, cuando se modifican las condiciones del intervalo productor. Los trabajos de RA/RC pueden ser realizados con ó si n taladro.

RA/RC con taladro: - Reparaciones de intervalos productores para controlar altos volúmenes de gas ó agua. - Apertura de arenas adicionales. - Recompletaciones en el mismo yacimiento ó en uno diferente. - Reperforaciones tanto verticales (side track), como horizontales (re-entry). - Cualquier

estimulación realizada con taladro en sitio (FAP, fracturamiento,

acidificación, bombeo de surfactantes, etc). - Cualquier trabajo de servicio (limpieza, empaque, cambio de bombas y/o de cabillas y/o de tubería del mismo diámetro), cuando se realice conjuntamente con una rehabilitación ó recompletación con taladro.

RA/RC sin taladro: Los trabajos mencionados anteriormente, cuando para su ejecución no se requiera utilizar un taladro, sino que pueden ser realizados con otras unidades como coiled tubing, snubing unit ó unidades de servicio de compañías contratistas, incluyendo trabajos por guaya a pozos con completación selectiva, para cambiar de intervalo productor.

Generación por IAV:

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Corresponde al incremento de producción por el aporte de los pozos productores estimulados mediante inyección alternada de vapor durante el período y que hayan sido oficialmente completados. Si el pozo pasó más de un mes inactivo, con disponibilidad no inmediata, antes del ciclo de inyección, debe ser excluido del potencial y por lo tanto él aporte completo del pozo después del ciclo de inyección se considera como generación. Pero si el pozo permaneció en estado inactivo un período de tiempo muy corto y no fue excluido del potencial, entonces el potencial generado corresponde al incremento neto de la producción antes y después del ciclo de inyección. El potencial debe estar asociado al nivel de producción representativo del pozo al final del período en evaluación y no a la prueba oficial de completación.

Cuando un pozo nuevo requiere de IAV para alcanzar la tasa de producción estimada, y dicho trabajo se realiza antes de la completación oficial, el ganancial se acredita a la actividad de perforación y el ciclo de vapor presupuestariamente debe ser cargado a Inversiones. Lo mismo ocurre para un pozo rehabilitado al que se le programó IAV inmediatamente después de trabajado. En este caso el ganancial se le acredita a RA/RC y el ciclo de vapor presupuestariamente debe ser cargado a Gastos.

Generación por Otros: Corresponde al incremento neto de producción por el aporte de los pozos productores asociados a dichos trabajos durante el período y que hayan sido oficialmente completados. El potencial debe estar relacionado al nivel de producción representativo del pozo al final del período en evaluación y no a la prueba oficial de completación.

OTRAS ACTIVIDADES GENERADORAS DE POTENCIAL: -

Cambios del método de producción en pozos.

-

Cambios

de

tubería de

producción por otra de diferente diámetro, para optimar las

condiciones de flujo en los pozos. -

Aplicación de nuevas tecnologías que por sus características no puedan ser agrupadas en ninguna de las actividades generadoras antes mencionadas.

Es importante señalar que cuando en un trabajo de rehabilitación se requiere realizar alguna de las dos primeras actividades mencionadas para alcanzar la tasa de producción estimada, y dicho trabajo se realiza antes de la completación oficial, el ganancial se acredita a la actividad de RA/RC. Por convencionalismo, la generación por recuperación secundaria, que anteriormente se contabilizaba en las ex – filiales, actualmente se considera como atenuante de la declinación, razón por la cual no se toma en cuenta dentro de las contribuciones.

4.

VERIFICACION DEL POTENCIAL

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La verificación de potencial consiste en constatar los resultados obtenidos por los dos métodos antes explicados. Se realiza para tener una base confiable de inicio para proyectar el potencial a futuro. Además, es un procedimiento que se ejecuta con frecuencia mensual para preparar el informe de potencial al M.E.M.. A continuación se muestra un ejemplo del ejercicio de verificación de potencial. Es importante señalar que cuando el proceso está dentro de control, la diferencia entre los potenciales promedios calculados por ambos métodos es menor de 1%. -

Potencial C/M (verificado)

132,5

- Declinación del mes

- 37,8

- Contribuciones

+ 39,1

- Potencia l F /M

= 1 33 ,8

- P ot en cial P ro medio

Pruebas de pozos que generaron potencial en el mes

Potencial Potencial C/Mpara C/Mpara proyectarmes proyectarmessiguiente siguiente

= 13 3,2

Var < 1%

5.

- Prod. Fiscalizada

114,7

- F. Campo

/ 0,985

- Prod. a nivel de pozos

= 116,5

- Prod. Diferida

+ 17,2

- Potencial promedio

= 133,7

Fig. 4 Pruebas de pozos cerrados con

disp . inmediata y otros eventos

AJUSTES AL POTENCIAL

Se refiere a reducciones ó incrementos del potencial relacionados con la aplicación o suspención de restricciones para mejorar la explotación de los yacimientos. Las restricciones pueden incluir el cierre de pozos o el control de la producción a su nivel óptimo mediante reductores de flujo, con el propósito de restituir la presión del yacimiento a niveles adecuados y/o controlar la producción de fluidos indeseables. La suspensión de restricciones generalmente está asociada a la apertura de dichos pozos ó eliminación de reductores de flujo una vez alcanzadas las condiciones deseadas en el yacimiento. Otro tipo de ajustes corresponde a las sinceraciones de potenciales mal asignados como resultado de errores de medición o falta temporal de información luego de períodos de cierres prolongados, por razones de mercado ó mantenimiento mayor de instalaciones. En estos casos, una vez detectado el error de medición u obtenida nueva información, diferente a la que se venía utilizando para asignar potencial a los pozos que estuvieron cerrados con disponibilidad inmediata por largos períodos, se debe hacer el correspondiente ajuste. A nivel de segregaciones o unidades de explotación se pueden realizar ajustes cuando se incluye un nuevo campo a una segregación, el cual deja de pertenecer a la que lo esta cediendo. En este caso el ajuste entre ambas segregaciones debe dar un balance cero, i .e. para una segregación el ajuste será positivo y para la otra tendrá el mismo valor pero de signo negativo.

12

6.

INDICADORES DE GESTION RELACIONADOS CON EL POTENCIAL

Con el propósito de controlar la gestión y establecer una comparación de nuestra actividad con el resto de las empresas líderes en el negocio de Producción, se han desarrollado algunos indicadores de eficiencia que mencionamos a continuación:

Relación Producción Disponible/Potencial (PD/PT (%)): Mide la eficiencia en la utilización de la capacidad de producción instalada. Se expresa en % y se calcula dividiendo la producción disponible entre el potencial de producción. La diferencia entre el valor obtenido y 100% representa las ineficiencias en el sistema de producción y a su vez una oportunidad de mejora. PD/PT (%) = Producción Disponible (MBD) / Potencial de Producción (MBD)

Potencial generado por pozo (BD/pozo) : Representa el volumen promedio de producción asociado al total de pozos trabajados bajo una misma actividad (perforación, RA/RC, IAV, etc.), y que fueron oficialmente completados dentro del período evaluado. Este indicador se mide en BD/pozo y se calcula de acuerdo a la siguiente relación:

Potencial por pozo (BD/pozo) =

Potenciales individuales (BD) / # pozos completados

Los potenciales individuales corresponden a las tasas de producción estabilizadas y representativas de cada pozo a la fecha de evaluación. (i.e. declinados a la fecha)

Costo por pozo (M$/pozo) : Representa el costo promedio de producción asociado al total de pozos trabajados bajo una misma actividad (perforación, RA/RC, IAV, etc.), y que fueron oficialmente completados dentro del período evaluado. Este indicador se mide en M$/pozo y se calcula de acuerdo a la siguiente relación: Costo por pozo (M$/pozo) =

Costos individuales (M$) / # pozos completados

Los costos individuales corresponden al total de los desembolsos realizados en un pozo desde que es trabajado hasta que es oficialmente completado.

Costo de Generación por Actividad

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Representa la eficiencia de los desembolsos asociados a una actividad de generación (perforación, RA/RC, IAV, etc.), con relación al potencial generado. Se mide en M$/BD y se calcula de acuerdo a la siguiente relación: Costo de Generación (M$/BD) =

Costos individuales (M$) /

Potenciales Individuales (BD)

Donde: los costos individuales corresponden al total de los desembolsos realizados en un pozo desde que es trabajado hasta que es oficialmente completado y los potenciales individuales corresponden a las tasas de producción estabilizadas y representativas de cada pozo a la fecha de evaluación. (i.e. declinados a la fecha)

Exito volumétrico por pozo Mide la eficiencia volumétrica de los pozos perforados ó rehabilitados, con respecto a su rendimiento estimado. Se mide en % y se calcula puntualmente con respecto al 100% de acuerdo a la siguiente relación:

Éxito Volumétrico (%) = (# pozos con PT >= objetivo / # total de pozos completados) x 100 Para efecto de este cálculo, tanto el objetivo como la producción real de cada pozo deben estar referidos a la fecha de la evaluación. Adicionalmente par analizar la asertividad de los trabajos de perforación y/o rehabilitación se debe construir una distribución de frecuencias para determinar cuantos pozos se encuentran entre los intervalos de cumplimiento del objetivo

(0-

24%,25-74%, 75-99%,>=100%) y medir el progreso con respecto al histórico estadístico que se tenga.

Días de taladro por pozo (Días / pozo) : Mide la eficiencia de la actividad de generación con taladro en función del tiempo promedio de utilizado en los trabajos de perforación y RA/RC. Este indicador se mide en días/pozo y se calcula de acuerdo a la siguiente relación: Días por pozo (Días / pozo) =

Tiempos individuales (días) / # pozos completados

Solo se incluyen los pozos oficialmente completados y se debe contabilizar el tiempo total de taladro empleado desde el inicio del primer trabajo hasta el final del último trabajo, antes de su completación oficial.

7.

Diagramas del proceso

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A continuación se muestran dos figuras que ilustran el proceso de verificación y seguimiento de potencial. La fig. 5 representa el diagrama ICOM (input, control, output, mecanisms), en el cual se indican como insumos: -

El potencial a comienzos de mes, el cual corresponde al potencial oficial a finales del mes anterior.

-

El comportamiento de producción, el cual se obtiene accediendo el repositorio de datos Finder.

-

Y finalmente la generación de potencial por cada una de las actividades, los factores de campo y la producción diferida (pozos, infraestructura y plantas), programado y no programada, todo lo cual puede ser obtenido del sistema Centinela y las estadísticas de diarias de producción diferida. Conceptos y Definiciones

Potencial C/M Comport . de Prod . Generación de Potencial



Calcular la Declinación



Auditar Generación

Potencial F/M



Calcular producción diferida



Verificar el Potencial

Factores de Campo Diferida

Pericia del Personal

Sistemas (Centinela, SPCP )

Estadísticas

Fig. 5 Tomando en cuenta los conceptos y definiciones anteriormente explicados y con base en las pericias del personal, la tecnología de información y el control estadístico de procesos, se realiza una secuencia de actividades que comienza por el cálculo de la declinación. Seguidamente se realiza una auditoría de la generación de potencial mediante un análisis de las pruebas de los pozos trabajados en el período. Luego se obtienen del Centinela o Finder la producción diferida correspondiente a pozos con disponibilidad inmediata y finalmente se procede a la verificación del potencial, de acuerdo al procedimiento descrito en la fig. 4. El resultado de este proceso es una cifra de potencial a fin de mes verificado, con un alto nivel de precisión y que puede ser utilizado como punto de partida para proyectar potencial a futuro.

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Unidad de Producción

Explotación

Coordinación

Gestión

Yacimientos

Operacional

División

M.E.M

Coordina Cierre Mensual

Revisión pruebas Centinela Calcula la generación y declinación Audita la generación y declinación

Calcula y verifica el Potencial

Consolida y audita el Potencial Informe de Verificación de Potencial

Fig. 6 Así mismo, en la Fig. 6 se muestra el proceso en un diagrama de responsables por actividad, el cual se inicia con la verificación de las pruebas de pozos, previo al cierre mensual de producción y concluye con la difusión del Informe de Verificación de Potencial al M.E.M. y las Divisiones, una vez que haya sido aprobado por Gestión Divisional.

8. CLASIFICACION PRESUPUESTARIA DE LAS ACTIVIDADES DE GENERACION DE POTENCIAL

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DESEMBOLSOS POR INVERSIONES EN POZOS (MMBS) Perforación Se incluyen todas las actividades de perforación de pozos de petróleo. Esta categoría queda subdividida a su vez en los siguientes renglones:

Perforación Exploratoria Perforación de pozos que persiguen descubrir nuevos yacimientos en estructuras o formaciones productivas y/o descubrir nuevos campos Se refiere a todos los pozos con clasificación inicial (antes de la perforación) A-2a, A-2b, A-2c o A-3 cuyo objetivo primordial pueda ser uno de los siguientes: a)

Descubrir nuevos yacimientos en estructuras o formaciones ya productivas (A-2a, A-2b o A2c).

b)

Descubrir nuevos campos (A-3).

La clasificación final dependerá de los resultados de la perforación y deberá adecuarse a la clasificación mostrada en el Anexo No.2.

Perforación de Desarrollo Perforación de pozos dentro de los límites conocidos de las áreas sometidas a explotación. Se refiere a todos los pozos con clasificación inicial A-0, cuyo objetivo original es desarrollar los yacimientos dentro de un área probada. Si los resultados después de la perforación son positivos su clasificación final es B-0 (pozos de desarrollo productor), y si resulta un pozo seco su nomenclatura de C-0.

Perforación de Avanzada Perforación de pozos que persiguen la extensión de un yacimiento un poco más alla de los límites conocidos. Excluye los pozos de alto riesgo, los cuales deben ser incluidos en el

presupuesto de inversiones de la función exploración. Se refiere a todos los pozos con clasificación inicial (antes de la perforación) A-1, cuyo objetivo primordial es desarrollar y extender los yacimientos en el área semi-probada. Si los resultados después de la perforación son positivos su clasificación final es B-1 (Pozo de Extensión), y si resulta negativo su clasificación final es C-1 (Pozo Seco de Avanzada).

Perforación Recuperación Adicional Peforación de pozos productores en zonas sometidas a recuperación suplementaria, bien sea: a) Pozos productores en los proyectos nuevos de recuperación suplementaria. b) Pozos productores adicionales dentro de los proyectos de recuperación suplementaria, en operación o en progreso. No incluye los pozos de inyección y los de observación (no productores), los cuales aparecen bajo la categoría de recuperación secundaria

Recompletación/Reacondicionamiento de Pozos (Parte Capitalizable) Incluye aquellos desembolsos de inversiones en trabajos de recompletación en pozos productores de petróleo (ya completados oficialmente) en horizontes de producción distintos de los que venía produciendo, y que de acuerdo a las Normas Contables, deben ser capitalizados.

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Las actividades generadoras de potencial cuyos desembolsos son capitalizables y por lo tanto deben ser cargados al Presupuesto de Inversiones son: -

La perforación de pozos nuevos de desarrollo, avanzada o recuperación

adicional, incluyendo el costo de la fundación y las líneas de flujo y gas. -

Cualquier actividad de rehabilitación, estimulación, inyección alternada de vapor

u otra actividad generadora que se requiera realizar en un pozo nuevo antes de su completación oficial. -

La sección nueva de pozos profundizados o reperforados, tanto verticales como

horizontales, que penetren arenas o yacimientos no drenados por el pozo original. -

Los equipos nuevos de levantamiento artificial para cambiar el método de

producción de los pozos.

DESEMBOLSOS POR OPERACIONES EN POZOS (MMBS) Las actividades generadoras de potencial cuyos desembolsos no son capitalizables y por lo tanto deben ser cargados al Presupuesto de Operaciones son: -

Los trabajos de reparación y reacondicionamiemto, con o sin taladro, de pozos

oficialmente completados. -

Las estimulaciones tales como acidificación y fracturamiento de pozos

oficialmente completados. -

La inyección alternada de vapor a pozos después de su completación oficial.

-

Los cambios en el equipo de levantamiento artificial cuando se mantiene el

mismo método de producción. -

Los trabajos con guaya para abrir o cerrar intervalos productores en pozos con

completación selectiva. -

Los trabajos de profundización o reperforación de pozos, tanto verticales como

horizontales, cuando se completen en arenas o yacimientos ya drenados por el pozo original. -

Los trabajos en la sección existente de pozos profundizados o reperforados,

tanto verticales como horizontales, que penetren arenas o yacimientos no drenados por el pozo original.

9.

CONCEPTOS RELACIONADOS A LA ACTIVIDAD DE TALADRO:

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Pozos Nuevos: Son los pozos que comienzan en el Año Presupuesto. Número de pozos aprobados en el presupuesto original a ser iniciados en el año. Incluye pozos abandonados, suspendidos y llegados o no a su profundidad total (hayan sido o no completados mecánicamente). Pozos Años Anteriores: Número de pozos aprobados en el presupuesto original, iniciados en años anteriores, a ser trabajados en el año presupuesto. Incluye pozos abandonados, suspendidos y llegados o no a su profundidad total (hayan sido o no completados mecánicamente). Cantidad de Días: Cantidad de días activos que dure el trabajo, correspondientes al año presupuesto. Costo (MMBs.): Desembolso asociado al trabajo que se realice, correspondientes al año presupuesto. Los pozos trabajados (nuevos o años anteriores), involucran: los pozos en progreso más los completados mecánicamente. Se refiere a todo pozo perforado en el año, que haya sido iniciado en el año presupuesto o en años anteriores. Incluye pozos abandonados, suspendidos y llegados o no a su profundidad total (hayan sido o no completados mecánicamente). Los pozos en progreso (nuevo o años anteriores) son todos aquellos que no tengan fecha fin de completación a fin del período en referencia, y que hayan sido iniciados en el año presupuesto o en años anteriores. Los pozos completados mecánicamente (nuevo o años anteriores), son aquellos que tienen fecha fin de completación. Se refiere a pozos terminados en el año presupuesto, que hayan sido iniciados en el año presupuesto o en años anteriores, a los cuales se les haya corrido una sarta de producción con la intención de ponerlo a producir, o se hayan equipado para inyectar fluidos o desempeñar su función específica en el caso de pozos no productores de hidrocarburos. Deben estar en condiciones mecánicas de ser conectados a las instalaciones de producción existentes en el campo petrolero. Pozo en Evaluación: Condición del pozo mientras se realizan las pruebas de producción de los distintos intervalos cañoneados. Pozo EVA: Son los pozos completados mecánicamente en el año presupuestario anterior y que quedarón en evaluación al 31/12 del año presupuestario anterior, normalmente se indica el año en el cual quedaron en evaluación. Ej: pozo EVA del año 2003. Pozo Suspendido: Es el pozo que, habiendo alcanzado la profundidad final programada, se encuentra en espera de evaluación, de completación, de equipo o de conexión al multiple de producción, o cuando sin haber alcanzado su profundidad final, cesa temporalmente la actividad de taladro por problemas operacionales. Pozo de Arrastre:

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Son los pozos que quedaron en progreso al 31/12 del año presupuestario anterior, normalmente se indica el año en el cual quedaron en progreso. Ej: pozo de arrastre del año 2003,

POZOS EN CATEGORIA EVA Y DE ARRASTRE 2002

2003

2004

POZOS EVA # POZO 1 e r . C A S O E V A 2 0 0 2

L S 5 6 2 6

F INICIO 2 5 / 1 1 / 2 0 0 2

F. FINAL 3 0 / 1 1 / 2 0 0 2

El pozo se inicia y se Completa Mecanicamente en el mismo año y pasa a otros años en evaluación, su Presupuesto se consume en el año de su construcción ( 2002 ). Razones multiples, lo Mantienen en Observación o Espera de C.O.

# POZO 2 d o . . C A S O E V A 2 0 0 3

F INICIO

L S 5 6 5 9

0 7 / 1 2 / 2 0 0 3

F. FINAL 1 3 / 1 2 / 2 0 0 3

El pozo se inicia y se Completa Mecanicamente en el mismo año y pasa al siguiente año en evaluación, su Presupuesto se consume en el año de su construcción. ( 2003 ) Su tiempo de Evaluación le difiere su contribución al Año proximo

POZOS DE ARRASTRE # POZO 3 e r . C A S O

F INICIO

S V S 0 4 2 8

1 9 / 1 2 / 2 0 0 3

F. FINAL 2 0 / 0 1 / 2 0 0 4

a , a La Construcción Mecanica del pozo comienza en un Año y termina en el proximo año Su presupuesto tiene obligaciones en ambos Años, es un pozo denominado "Pozo de Arrastre" Razon: El Pozo esta en Progreso al 31-12 - ( 2003 )

SERVICIOS (Con Taladro y Sin Taladro) Se refiere a aquellas actividades que se realizan en pozos activos (abiertos o cerrados) e inactivos, cuyo objetivo principal es mejorar sus condiciones productivas, a través de trabajos de reemplazo del equipo subterráneo; extracción de varillas y tubería de producción ("Tubing"), trabajos de limpieza de pozos; de inducción a producción (suabeo); conexiones de cabezal de pozos y tratamientos diversos dentro del pozo, cuando estas sean para beneficio del equipo de subsuelo y del método de producción.

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10. ESTADO DE LOS POZOS ( FIN DE MES ) : ESTADO DE LOS POZOS Se incluye el número de pozos de petróleo o de gas de acuerdo a su estado reportado al final del mes o del período, en el sumario mensual de producción.

ACTIVOS Se incluye aquellos pozos que estén produciendo o con disponibilidad inmediata de producción.

Abiertos: Son los pozos que están en producción y son clasificados a final de mes en el reporte mensual de producción con la letra P er la primera posición. Ejemplo: PT, PE, PH, PR, PN, etc.

Cerrados: Son aquellos pozos que no están en producción pero pueden ser incorporados a ella en un corto tiempo o inmediatamente. Incluye los pozos clasificados a final de mes en el sumario de producción con las letras CM (Pozos cerrados por restricciones de mercado), CY, CR, CO, CE, ES, CA, CC, CG y CS.

INACTIVOS Son aquellos pozos que no están en producción y no pueden ser incorporados a producción inmediatamente.

Económicos: Se incluyen los pozos que no están en producción y a los cuales se les puede reparar y/o hacer Servicios para incorporarlos económicamente a producción. Se incluyen los pozos clasificados como TS, TP, TR, EL, EM, EW, EG, ER, EC, EH y EX.

No Económicos: Se incluyen aquellos pozos que no están en producción y a los cuales no es económicamente factible, para el momento, su incorporación a producción. En este grupo se incluyen los pozos clasificados como EE.

Esperando Abandono: Se incluyen los pozos que no tienen perspectivas de futura utilización en las operaciones de los campos petroleros debido a sus condiciones mecánicas o de los yacimientos y por lo tanto esperan ser abandonados. Estos pozos se clasifican con las letras EA.

Suspendidos: Pozos que no tienen una probabilidad inmediata de ser activados por diferentes causas. Se incluyen los pozos identificados con las letras SS.

Pozo Abandonado: Pozo de producción de petróleo crudo y/o gas natural que, por razones mecánicas o económicas, se suspende su uso de manera permanente. La acción consiste en taponear el pozo y lograr la recuperación de ciertos materiales.

INYECTORES ACTIVOS Número de Pozos: Se refiere a los pozos inyectores de agua y/o gas activos e identificados con las letras IG e IN.

Volumen Inyectado Mes: Se refiere a volumen de fluido (agua o gas) promedio inyectado por los pozos inyectores durante el mes, expresado en Miles de Barriles por Día para el agua o Millones de Pies Cúbicos estándar por Día para el gas.

.

21

11. INYECCION DE VAPOR Alternada Se incluye el número de pozos a los cuales se les ha efectuado y concluido inyección alternada de vapor en el mes. 1er. Ciclo: Número de pozos a los cuales se les efectuó el primer ciclo de inyección alternada de vapor. (presupuestariamente se carga a Inversiones) 2do. Ciclo: Número de pozos a los cuales se sometieron al segundo ciclo de inyección alternada de vapor. 3er. Ciclo+: Número de pozos los cuales fueron sometidos a un ciclo de inyección alternada de vapor mayor que el segundo (tercero, cuarto, quinto, etc). Volumen Inyectado: Es el volumen promedio de vapor inyectado en los pozos que ha concluido alguno de los ciclos de inyección alternada de vapor. Se expresa en Miles de Toneladas Métricas por Día y es el promedio del período.

INYECCION CONTÍNUA : Se incluye el número de pozos inyectores en los cuales se inyecta vapor en forma contínua para desarrollar algún proyecto de recuperación suplementaria. Número de Pozos Inyectores: Es el número de pozos a los cuales se les ha inyectado vapor en forma contínua durante el período. Volumen Inyectado: Es el volumen promedio de vapor inyectado en el período en los pozos en forma contínua expresado en Miles de Toneladas Métricas por Día. Capacidad Instalada Efectiva Es el volumen promedio de capacidad efectiva (lo que realmente puede salir de la planta) de generación de vapor instalada en el período, bien sea en plantas fijas o en plantas móviles, expresada en Miles de Toneladas Métricas por Día.

22

12. CLASIFICACION DE LOS POZOS PETROLEROS ANTES Y DESPUES DE LA PERFORACIÓN :

23

13.

DESCRIPCION DE LOS ESTADOS DE POZOS ACTIVOS DE ACUERDO A LA NOMENCLATURA DEL M.E.M. POZOS ACTIVOS ABIERTOS

EDO.

DESCRIPCION DEL ESTADO

PAL

Levantamiento por gas contínuo por el espacio anular.

PAN

Fluyendo por el espacio anular.

PBN

Fluyendo pero con equipo de bombeo instalado para aumentar el potencial de producción. Equivale a PNB.

PCB

Bombeando por cabillas con unidad central.

PCL

Levantamiento por gas con cámara de almacenamiento (chamber lift).

PDB

Bombeando por cabillas con unidad Diesel.

PEB

Bombeando por cabillas con unidad eléctrica.

PEL

Levantamiento por gas en embolo libre (Plunger lift).

PGB

Bombeando por cabillas con unidad de gas.

PHB

Bombeando con bombas hidráulicas en el subsuelo.

PIL

Levantamiento por gas intermitente.

PIN

Fluyendo en forma intermitente.

PLN

Fluyendo pero con equipo de levantamiento por gas instalado para aumentar el potencial

de producción. Equivale a PNL. PMB

Bombeando por cabillas con unidad gemela.

PNB

Fluyendo con bombas instaladas – ver PBN.

PNL

Levantamiento por gas para aumento del potencial de producción. Equivale a PLN.

PPB

Bombeando bajo el control del MEM.

PPL

Levantamiento por gas bajo el control del MEM.

PPN

Fluyendo bajo el control del MEM.

PRB

Bombeando con bomba centrífuga en el subsuelo.

PRN

Fluyendo conjuntamente por el espacio anular y por la tubería de producción.

PSB

Bombeando por cabillas con cabezote hidráulico en la superficie.

PTL

Levantamiento por gas y por la tubería de producción (contínuo).

PTN

Fluyendo por la tubería de producción.

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POZOS ACTIVOS CERRADOS (CON DISPONIBILIDAD INMEDIATA) EDO.

DESCRIPCION DEL ESTADO

CAB

Cerrada por falta de capacidad de almacenamiento temporal.

CAI

Inyector de aire cerrado.

CAL


CAN


CEB

Cerrada por control interno.

CEL


CEN


CGB

Cerrada por falla temporal del sistema de recolección y compresión de gas.

CGL


CGN


CMB

Cerrada por falta de mercado.

CML


CMN


COB

Cerrados por otras causas.

COI

Inyector de otro fluido cerrado.

COL


CON


CRB

Cerrado esperando reparaciones menores de superficies.

CRL


CRN


CSB

Cerrando esperando reparaciones menores de subsuelo.

CSL


CSN


CYB

Cerrado temporalmente por estudio de yacimiento.

CYL


CYN


ESB

Esperando reparación de superficie. Pueden restituidos mediante la reparación o reemplazo de equipos.

ESL

Esperando reparación de superficie. Pueden restituidos a estado activo mediante la reparación o reemplazo de equipos.

ESN

Esperando reparación de superficie. Pueden restituidos a estado activo mediante la reparación o reemplazo de equipos.

25

14. BALANCE DE GAS Producido: es el volumen de gas asociado y no asociado que la empresa produce, proveniente de sus pozos.

Recibido: es el volumen de gas que se recibe de otras áreas operacionales. Entregado a otros Distritos: es el volumen de gas que se entrega a otros Distritos operacionales de PDVSA.

Inyectado: es el volumen de gas inyectado a los pozos, bien sea con el propósito de recuperación adicional o como almacenamiento de gas.

Combustible: es el volumen de gas que se utiliza en las diferentes fases de las operaciones de producción.

Transformado en LGN: es el volumen de gas que se pierde por transformación de éste en Líquidos del Gas Natural.

Vendido: es el volumen de gas que va al sistema de Gas a Venta Mermas: es el volumen de gas que se pierde a través de todas las operaciones de producción. Venteado: es el volumen de gas que se arroja a la atmósfera o se quema en los quemadores.

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15. REFERENCIAS

-

Manual del Sistema de Control de Presupuesto y Evaluación de la Gestión (CO – 22), Abril 1986. Coordinación de Producción PDVSA.

-

Manual de Seguimiento al Potencial. Septiembre 1992. Ingeniería de Petróleo, DOP, Maraven, S. A.

-

Definiciones y procedimiento para el Cálculo del Potencial de Producción. Diciembre 2000. Presentación al Presidente de PDVSA.

-

Manual de la Aplicación Generación de Datos para el Cálculo de la Pérdida de la Capacidad de Producción. Septiembre 2001. PDVSA – Schlumberger.

-

Manual Definiciones y procedimientos para cálculo y seguimiento del Potencial de

Producción. Diciembre 2001. Comité de Potencial y Reservas EPM. -

Manual de homologación para determinar las causas de producción diferida. . Abril 2001

-

PODE, Petróleo y Otros Datos Estadísticos. M.E.M.

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Taller Definiciones y Procedimientos para el cálculo Seguimiento del Potencial y la Producción (1)

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