manual de potencial 2011 v5 pg
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Petróleos de Venezuela, S. A.Negocio de Exploración, Producción y Mejoramiento
Comité Técnico de Potencial y Reservas
Definiciones y procedimientospara cálculo y seguimiento del
Potencial de ProducciónGAS
2011
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CONTENIDO
1. OBJETIVO2. ALCANCE3. CONCEPTOS Y DEFINICIONES4. FORMULAS 5. PROCEDIMIENTOS 6. INDICADORES DE GESTION RELACIONADOS CON EL POTENCIAL7. DIAGRAMA DEL PROCESO8. CLASIFICACIÓN PRESUPUESTARIA DE LAS ACTIVIDADES DE GENERACION DE
POTENCIAL9. ESTADOS DE POZOS DE ACUERDO A NOMENCLATURA DEL MENPET.10. GLOSARIO11. PARTICIPANTES
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1. OBJETIVO
2. ALCANCE
Estas definiciones, procedimientos y seguimiento será aplicado para
pozos completados en yacimientos de gas o en zonas de gas.
3. CONCEPTOS Y DEFINICIONES
Definición oficial de Potencial según el Ministerio para la Energía y
Petróleo. (cambiar titulo por ”según normativa”)
“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”. (Revisar si se mantiene).
Con relación a esta definición oficial es importante mencionar que el MENPET
tiene la potestad de otorgar permisos para producir, en algunas áreas,
volúmenes de crudo sin cumplir con la utilización del 98% del gas asociado, en
cuyo caso dicha producción puede ser contabilizada dentro del potencial.
(Revisar si se mantiene).
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Con el propósito de establecer un procedimiento estándar para el cálculo del
potencial, de acuerdo con la normativa legal vigente y unificar criterios y
procedimientos de cálculo, a continuación se proponen las siguientes
definiciones:
Potencial Individual de pozo
Representa la capacidad máxima de producción, confirmado mediante pruebas
de producción, bajo condiciones técnica y económicamente rentables de
explotación racional de yacimientos, asociado a la infraestructura existente y
cumpliendo con las normas ambientales (buscar soporte legal).
Pruebas de Producción para potencial
Son las mediciones de los volúmenes de fluidos producidos por un pozo en un
momento determinado, en las mismas condiciones operacionales. Los
Ingenieros de Operaciones y Yacimientos son los responsables de medir y
validar los volúmenes y parámetros operacionales.
Potencial de Producción (PT)
Representa el nivel máximo de producción eficiente y estable que puede ser
alcanzado por los pozos con disponibilidad inmediata de producción (Categoría
1 y 2), conectados a instalaciones de superficie, y cumpliendo con las normas
ambientales vigentes. El potencial de un yacimiento o campo se expresa como
la sumatoria de las medidas individuales de potencial de los pozos.
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, manejo y
almacenamiento, que generan diferencias entre los volúmenes medidos en los
sistemas de prueba y los medidos en los sistemas de producción general. Bajo
el concepto de potencial, los pozos fluyen individualmente a los separadores de
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prueba de las estaciones de flujo, sin interrupciones y en condiciones
eficientes. En la realidad, los pozos fluyen en forma conjunta a los separadores
generales, bajo un ambiente de interrupciones, tanto planificadas como no
planificadas, inherentes al proceso de producción. Así mismo, eventualmente
ocurren filtraciones por rotura de líneas, gasoductos y oleoductos, evaporación
de componentes volátiles e incertidumbres en la medición, que sumadas a lo
anterior causan que el volumen de fluido manejado y el medido difiera del
obtenido por la sumatoria de las pruebas de producción de los pozos.
Categoría 1
Se refiere a los pozos activos en producción.
Categoría 2
Cerrados temporalmente por reparación y/o mantenimiento de instalaciones
asociadas y mercado (máximo hasta 90 días).
Potencial al comienzo del período (C/P)
Es la cifra del potencial a finales del período anterior (Meses o Años). Y se
expresa como la sumatoria de las medidas individuales de potencial de los
pozos.
Potencial al fin del período (F/P)
Es la cifra del potencial obtenido al final del periodo de evaluación (Meses o
Años), partiendo del valor de potencial al comienzo del periodo, además
considera la declinación, generación y ajustes; el cual ha sido verificada y
oficializada ante el ente oficial regulador de hidrocarburos.
Potencial Promedio de un periodo (P/P)
Es el promedio aritmético entre el potencial al inicio y fin de un periodo (Meses
o Años).
Declinación
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Representa la pérdida de la capacidad de producción de crudo y/o gas de un
activo (unidad de producción).
Generación de Potencial
Representan el potencial generado mediante las actividades de perforación,
RA/RC y otros.
Figura 3Balance de declinación y contribuciones.
Generación por Perforación
Corresponde al incremento de producción por el aporte de los pozos
productores perforados y que hayan sido oficialmente completados.
Generación por RA/RC
Corresponde al incremento de producción por el aporte de los pozos
productores rehabilitados y/o reacondicionados durante el período y que
cuenten con una prueba de producción representativa.
Si un pozo pasa más de noventa días inactivo, con disponibilidad no inmediata,
antes de ser reparado debe ser excluido del potencial, 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
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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. El período de evaluación de un pozo luego de
RA/RC no debe exceder 45 días.
Trabajos RA/RC
Un trabajo a pozo se considera RA/RC, cuando se modifican las condiciones
del intervalo productor y/o completacion del pozo. Los trabajos de RA/RC
pueden ser realizados con ó sin taladro/cabria.
Se consideran trabajos RA/RC con taladro o cabria
Reparaciones de intervalos productores.
Apertura de arenas adicionales.
Recompletaciones en el mismo yacimiento.
Reperforaciones (side track) tanto verticales, como horizontales.
Cualquier estimulación realizada con taladro en sitio (fracturamiento,
acidificación, bombeo de surfactantes, entre otros).
Se consideran trabajos RA/RC sin taladro/cabria
Los trabajos mencionados anteriormente, cuando para su ejecución no
se requiera utilizar un taladro o cabria, sino que pueden ser realizados
con otras unidades de servicios como: coiled tubing, snubbing o guaya
fina.
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Generación por Otros
Corresponde al incremento neto de producción por el aporte de los pozos
productores asociados a los siguientes trabajos:
- Cambios del método de producción.
- Reemplazo de equipo de completación.
- Cambios de tubería de producción, para optimar las condiciones de
flujo en los pozos.
- Aplicación de nuevas tecnologías.
- Cambios de zona.
- Reactivación o reapertura de pozos.
- Estimulación.
- Cambios en los niveles de separación.
Actualmente se considera como atenuante de la declinación el efecto de los
procesos de recuperación secundaria, razón por la cual no se toma en cuenta
dentro de la generación.
Producción Diferida
Es la porción de la producción que no puede ser extraída por cierres
eventuales planificados o no planificados.
Producción Diferida Planificada
Es la porción de la producción diferida asociada a mantenimientos
programados de plantas y equipos, conexión y arranque de nuevas
instalaciones y adquisición de datos que involucren cierre de pozos.
Producción Diferida No Planificada
Representa la porción de producción diferida asociada a eventos
imprevistos, tales como: rotura de líneas de flujo, oleoductos,
gasoductos, paros no programados de plantas de compresión de gas ó
estaciones de flujo, fallas en los equipos de levantamiento artificial ó
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daños en los equipos de superficie de los pozos, fallas eléctricas,
siniestros, hurtos, saboteos u otros eventos de los que no se tiene
certeza de su ocurrencia, ni en frecuencia, ni en tiempo. De acuerdo con
lo anterior, la producción diferida no planificada solo puede ser estimada
en base a estadísticas.
Factor de Campo (FC)
Es la relación entre la producción medida en los puntos de fiscalización y la
producción estimada en base a las pruebas de producción, considerando su
tiempo efectivo de actividad. Representa una combinación de la precisión de
medición y la eficiencia de la infraestructura en el proceso de producción.
Producción Disponible (PD)
Representa el máximo volumen producible en condiciones normales de
operación.
Producción Cerrada por Mercado (CM)
Se refiere a la producción cerrada por lineamientos estratégicos, considerando
los escenarios nacionales e internacionales.
Producción Fiscalizada (PF)
Es el volumen de hidrocarburos producido y medido en los puntos de
fiscalización en presencia de representantes del ente oficial regulador de
hidrocarburos.
Producción Disponible para entregar a Comercio y Suministro (CS)
Es el volumen de hidrocarburo resultante de la producción fiscalizada menos el
uso de operaciones, las pérdidas operacionales y mermas, el cual es enviado a
los puntos de entrega a los clientes.
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FÓRMULAS
Potencial de Producción (PT)
PT = Potenciales Individuales de los Pozos con disponibilidad inmediata
Potencial Fin Periodo (F/P)
Potencial (F/P) = Potencial C/P - declinación + Generación (declinado)
Potencial Promedio (P/P)
Potencial (P/P) = (Potencial C/P + Potencial F/P) / 2
Factor de Campo (FC)
Factor de Campo = Producción fiscalizada / Producción por pruebas de
producción.
Nota: Cuanto más cerca de 1 sea el factor de campo (FC), mayor es la
precisión de medición en el proceso.
Producción Disponible (PD)
Se obtiene restando del potencial la producción diferida y multiplicando el
resultado por el factor de campo (FC).
Producción Disponible = (Potencial – Producción Diferida) x Factor de Campo
Nota: Este concepto es utilizado para efecto de planificación de los objetivos
de producción.
Producción Fiscalizada (PF)
Para efecto de la planificación de objetivos se estima restando de la producción
disponible la producción cerrada por razones de mercado (pozos en estado
CM).
Producción Fiscalizada = Producción Disponible – Cierres por Mercado.
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PROCEDIMIENTOS
Declinación
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 selecciona el criterio: por Campo; Yacimiento; Áreas; Segregación; entre
otros. Posteriormente, se seleccionan los pozos activos estabilizados con
disponibilidad inmediata, en un período determinado.
A continuación se grafican los puntos correspondientes a la producción en B/D
vs. el tiempo en meses. Luego, mediante regresión se ajusta una curva
exponencial (es la función que mejor se ajusta al comportamiento de
producción de selecciones heterogéneas de pozos), cuyo exponente
representa la declinación total mensual en el período de tiempo evaluado.
PERDIDA DE LA CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN
Pérdida de la Capacidad de Producción Energética
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Utilizando el mismo criterio de selección que en el punto anterior, se identifican
los pozos que permanecieron activos ó inactivos con disponibilidad inmediata,
durante todo el período evaluado y que no fueron rehabilitados ni 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.
Seguidamente, se procede a graficar la producción vs. tiempo y a ajustar una
curva exponencial, cuyo exponente representa la declinación energética.
La declinación mecánica se obtiene restando la declinación total a la
energética. En la Fig. 2 se puede observar el procedimiento en forma gráfica.
Actualmente se dispone de una aplicación llamada Oil Field Manager (OFM),
que permite calcular y predecir en forma precisa la pérdida de capacidad de
producción de una selección de pozos.
Cálculo de Producción y Potencial
A continuación se presenta el esquema que involucra todas las variables
anteriormente descritas para el cálculo de la producción a partir del potencial.
El mismo, puede ser utilizado en ambos sentidos; de abajo hacia arriba para
calcular potencial partiendo de la producción disponible y de arriba hacia abajo
para calcular producción disponible partiendo del potencial. Es importante
señalar que cuando el proceso está dentro de control, la diferencia entre los
potenciales promedios calculados por ambos sentidos debe ser menor de 1%.
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POTENCIAL DE PRODUCCIPOTENCIAL DE PRODUCCIÓÓN (P/P)N (P/P)
PRODUCCIÓN DIFERIDA NO PROGRAMADA-
-
x
=
-
=
-
=
PRODUCCIÓN DIFERIDA PROGRAMADA
FACTOR DE CAMPO
PRODUCCIPRODUCCIÓÓN DISPONIBLE (PD)N DISPONIBLE (PD)
PRODUCCIÓN CERRADA POR MERCADO
PRODUCCIPRODUCCIÓÓN FISCALIZADA (PF)N FISCALIZADA (PF)
MERMAS, PÉRDIDAS E IMPREC. DE MEDICIÓN
PRODUCCIPRODUCCIÓÓN DISPONIBLE PARA RCSN DISPONIBLE PARA RCS
+
=
+
=
/
+
+
=
POTENCIAL COMIENZO PERIODO (C/P)POTENCIAL COMIENZO PERIODO (C/P)
DECLINACIÓN TOTAL
AJUSTES
GENERACIÓN DE POTENCIAL
POTENCIAL FIN PERIODO (F/P)POTENCIAL FIN PERIODO (F/P)
POTENCIAL COMIENZO PERIODO (C/P)
-
+/ -
+
=+
/
=
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=+
+/ -
-
=
-x
Fig. 4
Desde un punto de vista técnico, los cálculos de pérdida de la capacidad de
producción, de las contribuciones al potencial y del potencial en sí, deben ser
realizados por los ingenieros custodios de los pozos/yacimientos.
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INDICADORES DE GESTIÓN 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 promedio entre
el potencial de producción promedio del período en evaluación. 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 Promedio (MBD) / Potencial de Producción
Promedio (MBD)
Potencial generado por 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.
Costo de Generación por Actividad
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$/BD y se calcula de acuerdo a la siguiente relación:
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Costo de Generación (M$/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.
Éxito 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 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.
Diagrama del proceso
A continuación se muestra el proceso de verificación y seguimiento de
potencial. 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 ente oficial regulador de hidrocarburos y las
Divisiones, una vez que haya sido aprobado por el Comité de Volumetría.
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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Producción Yacimientos / Optimización
Gestión
Comité de Volumetría
DirecciónE&P MENPET
Unidad de NegocioCoordinación Operacional
GestiónDivisión
GestiónNegocio-CCS
Realiza y Carga la prueba
Centinela
Valida la prueba
Centinela
Calcula Generación y Declinación
Audita la Generación
y Declinación
Calcula, Verifica y Realiza Informe
de Potencial
Consolida y Audita el Potencial Consolida y
Audita el Potencial
Informe de Potencial
Coordina y Ejecuta Cierre
Mensual
Informe de Potencial
Revisa y Aprueba el PotencialInforme de
Potencial
Fig. 6
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ABREVIACIONES
DESCRIPCIÓN DE LOS ESTADOS DE POZOS DE ACUERDO A LA
NOMENCLATURA DEL MENPET.
POZOS ACTIVOS
EDO. DESCRIPCION DEL ESTADO
PAL Levantamiento por gas continuo 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 MENPET.
PPL Levantamiento por gas bajo el control del MENPET.
PPN Fluyendo bajo el control del MENPET.
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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 (continuo).
PTN Fluyendo por la tubería de producción.
POZOS INACTIVOS CON DISPONIBILIDAD INMEDIATA
EDO. DESCRIPCION DEL ESTADO
CAB Cerrada por falta de capacidad de almacenamiento temporal.
CAI Inyector de aire cerrado.
CAL Cerrada por falta de capacidad de almacenamiento temporal.
CAN Cerrada por falta de capacidad de almacenamiento temporal.
CEB Cerrada por control interno.
CEL Cerrada por control interno.
CEN Cerrada por control interno.
CGB Cerrada por falla temporal del sistema de recolección y compresión de
gas.
CGL Cerrada por falla temporal del sistema de recolección y compresión de
gas.
CGN Cerrada por falla temporal del sistema de recolección y compresión de
gas.
CMB Cerrada por falta de mercado.
CML Cerrada por falta de mercado.
CMN Cerrada por falta de mercado.
COB Cerrados por otras causas.
COI Inyector de otro fluido cerrado.
COL Cerrados por otras causas.
CON Cerrados por otras causas.
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CRB Cerrado esperando reparaciones menores de superficies.
CRL Cerrado esperando reparaciones menores de superficies.
CRN Cerrado esperando reparaciones menores de superficies.
CSB Cerrando esperando reparaciones menores de subsuelo.
CSL Cerrando esperando reparaciones menores de subsuelo.
CSN Cerrando esperando reparaciones menores de subsuelo.
CYB Cerrado temporalmente por estudio de yacimiento.
CYL Cerrado temporalmente por estudio de yacimiento.
CYN Cerrado temporalmente por estudio de yacimiento.
ESB Esperando reparación de superficie. Pueden ser restituidos a estado
activo mediante la reparación o reemplazo de equipos.
ESL Esperando reparación de superficie. Pueden ser restituidos a estado
activo mediante la reparación o reemplazo de equipos.
ESN Esperando reparación de superficie. Pueden ser restituidos a estado
activo mediante la reparación o reemplazo de equipos.
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ANEXOS
DEFINIR Y ORDENAR
- Activos en producción, incluye los estados: PT, PR, PN, PB, PE y PH
(Buscar manuales de Centinela incluir estos conceptos)
- 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, ES. (Buscar manuales de Centinela incluir estos
estados) (Ver anexo de referencia de estados)
- Pozos cerrados por restricciones de mercado con estado CM.
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 MENPET.
GLOSARIO
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