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Potencial de produccion

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Sergio Ramos... Potencial de Producción.

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Potencial de produccion

  1. 1. República Bolivariana de Venezuela Ministerio del Poder Popular para la Educación Universitaria, Ciencia y Tecnología. I.U.P. “Santiago Mariño” Materia: Plan y Control de la Producción. Potencial de Producción. Sergio Ramos 23.866.551 Ciudad Ojeda, 3 de marzo de 2017
  2. 2. Desarrollo. 1. 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: 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 : 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: 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: 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.
  3. 3. -Disponibilidad límite de reservorio: 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. -Potencial de pozo: 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 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: es el caudal de producción total actual del pozo, y se corresponde con el último control de producción validado. -Controles validados: 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: Son aquellas mediciones de caudal dudosas por presentar desviaciones significativas con respecto a la tendencia de producción del pozo, y registradas en la base de datos corporativa TOW con el código “Control Memo”. Una vez identificado un control memo, se toman 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 (ver aparte 2.3, desviaciones del valor de potencial) y registradas en la base de datos corporativa TOW con el código “A80”.
  4. 4. -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/o disminución 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 (ver aparte 2.3, desviaciones del valor de potencial). -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: 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 arreglos administrativos 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: 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.
  5. 5. -Producción bombeada de un Área: 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 caudal metro o cualquier otro medio, y debe considerar el margen de error del instrumento de medición. -Producción retenida de un Área: Es la sumatoria de la producción almacenada en las baterías y USP pertenecientes a un área de operación, Unidad Económica, etc, no bombeada en el período determinado de análisis. Comúnmente se conoce como “Existencia”. -Variación de producción retenida de un Área: Es la diferencia entre la producción disponible y la producción bombeada de un área de operación, Unidad Económica, etc. Esta definición aplica de igual forma a nivel de batería o USP. -Potencial Cerrado por Mercado de un Área: Es la sumatoria de los potenciales de los pozos cerrados por falta de mercado (demanda), en un área de operación, Unidad Económica, etc., en el periodo de análisis. -Producción Fiscalizada de un Área: 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 de un Área: 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. -Mermas: 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
  6. 6. 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: 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: 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: 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. 2. Responsabilidades. -Gerente de Área:  Responsable por la instalación inicial y aplicación continúa de los procedimientos establecidos 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.
  7. 7.  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 el software respectivos, 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. 3. 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
  8. 8. 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, cartas dinamométricas, tubing y casing well head pressure, nivel de fluidos, etc).  Determinar la existencia o no de merma o 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 el software respectivo. -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 es posible, dentro las restricciones y condiciones técnicas y económicas posibles 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 (ver aparte 1, Definiciones). Deberá ser cargado en TOW,
  9. 9. 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. -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 más 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 es encontrar el comportamiento más representativo del reservorio en cuanto a las variaciones 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 a las establecidas en el aparte 2.3.  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
  10. 10. 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. -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 mínimos relacionados 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 el 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 como contribución, 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, de acuerdo a las definiciones establecidas en el aparte 1. Se debe registrar mensualmente y acumulada, la
  11. 11. 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 en el aparte 1, y deben tener una clasificación estándar a todas las áreas 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 perdidas: Este proceso tiene como objetivo contabilizar adecuadamente las mermas y pérdidas y poseer una base estadística de producción diferida en el tiempo que permita optimizar los procesos de detección, 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 de 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 en elaboración) 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 que debe 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
  12. 12. 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. -Validación de la producción fiscalizada en función del balance de potencial de un Área: El potencial en el período de análisis y la producción fiscalizada pueden validarse en función de las contribuciones al potencial, disminución del potencial (perdidas de potencial + declinación energética + declinación mecánica), potencial cerrado por mercado, mermas (M y MT), perdidas (PL y PNL) y la variación de existencia, como se indica.

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