Download - 2.- Actividades Del Ingeniero de Producción
ISBN 978-980-12-2581-2 4 Dep. Legal No LF06120075002073
CAPÍTULO I ACTIVIDADES DEL INGENIERO DE PRODUCCIÓN
La misión de un Ingeniero de Producción puede que sea bastante amplia
y compleja. El Ingeniero debe realizar diversas actividades, tales como: diseño y
optimización de equipos de levantamiento artificial; seguimiento y control del
potencial de producción; elaboración de estudios, informes y programas
disponibles; entre otros. También, todo ingeniero debe conocer criterios y
conceptos que sobre el potencial de producción, declinación y contribuciones,
son utilizadas en la estimación del máximo potencial de un pozo o grupo de
pozos. No conforme con esto, debe conocer el desarrollo y resultado del uso de
de nuevas tecnologías en el área, las cuales contribuirían al mantenimiento o
incremento del potencial de un pozo o campo. El siguiente capítulo presenta un
resumen de las diversas actividades llevadas a cabo por el ingeniero de
producción de hidrocarburos en la industria. Constituye una simple guía, cuyo
objetivo no es más que contribuir al fortalecimiento técnico-supervisorio de los
futuros ingenieros.
1.1 Actividades del Ingeniero de Producción 1.1.1 Seguimiento y Control
La principal responsabilidad de un ingeniero de producción es realizar un
continuo seguimiento del comportamiento de producción de un pozo y/o grupo
de pozos, con el objeto de verificar si el pozo se comporta como lo esperado o si
el sistema pozo-yacimiento requiere ser optimizado. Para lograr estos dos
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objetivos, el ingeniero de producción debería entender no solo el
comportamiento mismo de los pozos, sino también la interacción que el mismo
posee con otras importantes disciplinas envueltas en la producción de petróleo,
entre las cuales se puede destacar: perforación; yacimientos; completación;
pruebas de presiones; métodos de estimulación; flujo multifásico en tuberías;
facilidades de superficies; entre otros. Además, es necesario realizar un continuo
seguimiento y control de producción de sólidos o agua de formación, elaborar
cierres de producción y reportarlos a los organismos correspondientes, elaborar
y supervisar trabajos de mantenimiento en plantas, reportar la producción del
gas de formación, entre otros. El seguimiento al potencial conlleva al
conocimiento y uso de ciertos conceptos y definiciones propias de esta actividad
y entre las cuales, se tiene:
A-. Máximo Potencial de Producción MPT Se refiere al nivel máximo de producción que puede ser sustentado
consistentemente en pozos conectados a facilidades de producción, bajo
condiciones normales de operación, cumpliendo con las normas ambientales y
de utilización de gas vigente. Este es un ejercicio que se realiza mensualmente,
a efecto de disponer de una cifra de máximo potencial de cada una de las
segregaciones de crudo de una empresa, y la cual sirve como nivel de referencia
para el cálculo de la producción disponible de los próximos meses. El valor de
MPT es discutido y acordado por un equipo de trabajo, integrado, además del
ingeniero de producción, por los ingenieros de yacimiento y facilidades de
superficie.
En el máximo potencial de producción MPT deberán incluirse todos los
pozos capaces de producir por un periodo de tiempo determinado, es decir:
pozos activos; pozos cerrados por problemas operacionales menores de
superficie o subsuelo, con disponibilidad inmediata; y pozos cerrados por
problemas operacionales mayores o menores de superficie o subsuelo, con
disponibilidad no inmediata (siempre y cuando se tenga planificado repararlos o
activarlos en los tres meses siguientes).
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La revisión mensual del MPT es un ejercicio post-mortem. En general, se
trata de un balance mensual de pérdidas y ganancias de potencial, que se
puede presentar mediante la siguiente ecuación:
GananciasPérdidasMPTMPT CAFP +−= , (1.1)
donde FPMPT representa el máximo potencial al final del periodo en estudio (a
fin de mes). CAMPT representa el máximo potencial a comienzos de año. Las
Pérdidas considera todas aquellas acumuladas hasta la fecha. Las Ganancias
es la sumatoria de las ganancias de potencial acumuladas hasta la fecha. Este
ejercicio contable, a pesar de ser de frecuencia mensual, se realiza con valores
acumulados de pérdidas y ganancias hasta la fecha. Por esta razón, se parte del
MPT a comienzos de año, como base para obtener FPMPT .
La estimación mensual del MPT realmente se realiza a nivel de pozo, a
final de cada mes, y sobre la base de las ultimas medidas representativas que
se dispongan. Durante esta revisión podría ocurrir cualquiera de los siguientes
eventos:
a-. Las ultimas medidas muestran que el pozo se encuentra produciendo en
línea con el potencial asignado: En este caso, simplemente se ratifica su MPT
para ese periodo
b-. Las últimas medidas muestran que el pozo está produciendo por debajo
del potencial: En este caso se revisan todos los parámetros asociados al sistema
de producción (THP , CHP , AyS% , Reductor) y se asume que el potencial es
recuperable, por lo que la producción faltante se mantiene como diferida y la
duración de este proceso dependerá de las acciones acordadas y la capacidad
de respuesta de la organización. Si agotadas todas las acciones
económicamente posibles y revisados los parámetros de yacimiento asociados
al pozo no permiten recuperar los niveles de producción anteriores, entonces se
ajusta el MPT del pozo. La reducción del potencial de producción del pozo
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podrá asociarse a factores intrínsicos, como: yacimiento (debido a agotamiento
de presión, incremento del corte de agua o gas, deposición de asfáltenos o
migración de finos que contribuyan a la reducción de la permeabilidad del
yacimiento, entre otros); completación mecánica (lo que ocasionaría una pérdida
permanente de la capacidad de producción y cuya corrección requeriría un
trabajo de reacondicionamiento mayor con taladro); restricciones impuestas, por
razones de control de yacimiento (pozos con alta RGP , etc.) y uso de
estranguladores de flujo (control de arena, agua o gas); ajustes administrativos,
asociadas a la sinceración de potenciales mal asignados por algún tipo de error
de interpretación o problemas de medición; entre otros.
c-. Las últimas medidas muestran que el pozo está produciendo por encima
del potencial asignado: Entonces se desprenden acciones dirigidas a la
verificación de los datos y si se estima procedente, se ajustará el potencial,
elevando el mismo. Estos casos ocurren generalmente cuando al pozo se le ha
efectuado algún ajuste u optimización del gas de inyección, algún cambio de
reductor, cambio de zona, estimulación de pozos, cañoneo adicional, entre otros.
B-. Pérdidas Operacionales Normales o Diferida Ordinaria DO
El valor de MPT resulta difícilmente alcanzable en la práctica puesto que
la operación normal de operación es un tanto diferente a las condiciones de
prueba. En términos reales, se tienen todos los pozos fluyendo a la estación en
forma conjunta, bajo un ambiente de interrupciones ordinarias por razones
inherentes al proceso de producción y en presencia de las ineficiencias naturales
de la infraestructura de producción, como filtraciones, mermas, etc. Debido a
ésto, la producción obtenida en los puntos de medición y fiscalización es menor
que la sumatoria de los MPT de cada pozo. Esta diferencia entre producción
operada y MPT es lo que se conoce como Producción Diferida o simplemente
“Diferida”.
Las causas que ocasionan la producción diferida son variadas y pueden
ser clasificadas, por lo general, en dos renglones básicos: Diferida
Extraordinaria, cuando parte de la producción faltante se encuentra asociada a
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causas extraordinarias, como paros de mantenimiento programados o siniestros;
y Diferida Ordinaria, originadas tanto por causas conocidas y cuantificables
(como, interrupciones por trabajos de guaya, pruebas especiales, cierres de
válvulas de seguridad, paros repetitivos no programados, etc.), como por causas
intangibles y no cuantificables (como, mermas en estaciones y oleoductos,
efectos climatológicos, variaciones en los volúmenes de gas para uso en
instalaciones de levantamiento artificial por gas LAG , cambios en las presiones
de separación, entre otros).
C-. Potencial de Producción PT Ya que el MPT no es materializable en la práctica, se establece el
concepto de Potencial de Producción PT , el cual representa el volumen de
petróleo o potencial producible de un campo o segregación de crudo en un
momento dado. Sobre este valor de potencial producible es que se establecen
los compromisos comerciales de producción. Su valor se obtiene en base a los
valores estadísticos de diferida ordinaria observados en cada campo en
particular, el cual a su vez es estimado en base a las diferencias obtenidas entre
la producción operada en los patios de tanques y el MPT de los pozos
produciendo en ese momento, restándole luego la diferida que por razones
extraordinarias haya ocurrido en ese periodo. En ocasiones se extrapolan los
valores de PT , de un campo o segregación, a nivel de pozo. Esto puede ser
posible si se disminuye el MPT de cada pozo por el valor porcentual de la DO
de ese campo, respecto al MPT de ese mismo campo, es decir:
PozoCampo
Pozo MPTMPTDOPT ⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛−= 1 . (1.2)
D-. Producción Disponible PD La producción disponible PD se encuentra formada por la producción
operada PO (referida a la producción manejada en los patios de tanque y
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asociada a los pozos activos en un periodo dado) y la producción cerrada por
restricciones de mercado CM (referida al volumen de petróleo que deja de
producirse por razones de mercado o por estrategias de producción, y forma
parte de la producción inmediatamente disponible). PD se diferencia de PT
solo cuando haya ocurrido alguna diferida extraordinaria durante el mismo
periodo.
1.1.2 Diseño de Facilidades El ingeniero de producción deberá conocer como seleccionar el diámetro
óptimo del estrangulador, a fin de controlar la producción de fluidos o sólidos
indeseables e incrementar el recobro. Además, resulta imprescindible que este
profesional conozca a detalle el diseño de cualquier equipo de levantamiento
artificial, de manera que pueda interpretar los resultados obtenidos mediante el
uso de algún simulador comercial disponible, así como también resulta
recomendable, siempre y cuando el tiempo se lo permita, en que participe y
supervise la instalación del equipo de fondo de algún método de levantamiento
artificial. También, deberá participar en el diseño y tendido de las líneas de flujo
en superficie. Es responsabilidad del ingeniero de producción visualizar las
facilidades disponibles y hacer algunas recomendaciones a tiempo, sobre la
base del plan de perforación/reparación que la empresa plantea en el mediano y
largo plazo.
1.1.3 Manejo de Información y Optimización del Sistema El ingeniero de producción debe hacer seguimiento a las carpetas de
producción, donde se recopila toda la información oficial referente a las
actividades operacionales realizadas en el pozo y plasmadas en los reportes de
operaciones diarias de perforación, completación original, servicios, trabajos de
reacondicionamiento, estimulaciones, entre otros. En la actualidad, se cuenta
con sistemas en línea que permiten, por ejemplo: consultar la producción de un
pozo o grupo de pozos; hacer seguimiento de las operaciones de subsuelo
(cambios de válvulas/zonas, HUD, etc.); relacionar, validar y analizar datos
(dependientes del tiempo) de yacimiento y producción, entre otros.
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1.1.4 Estudios Mediante técnicas como por ejemplo el análisis nodal, el ingeniero de
producción podrá analizar en detalle, mediante el uso de simuladores, la
instalación completa pozo-yacimiento, para de esta manera: definir el sistema de
levantamiento artificial adecuado para el pozo; determinar posibles cuellos de
botellas presentes en el sistema en estudio; definir el índice de productividad del
pozo; optimizar el gas de levantamiento; diseñar equipos de levantamiento
artificial mediante bombas de subsuelo, tales como: bombeo electrosumergible
BES, bombeo por cavidad progresiva BCP, Bombeo Mecánico BM, Bombeo
Hidráulico BH, etc.
1.1.5 Elaboración de Informes La elaboración de informes es otra de las responsabilidades del ingeniero
de producción. Algunas veces, resulta necesario reportar las actividades
desarrolladas en ciertos pozos considerados como especiales, o simplemente
elaborar un informe sobre el nivel de actividades ejecutadas durante cierta
actividad de campo.
1.2 Desarrollo de Nuevas Tecnologías Un profesional responsable deberá estar atento al desarrollo de nuevas y
avanzadas tecnologías, determinando específicamente las ventajas y
limitaciones de su uso, como estas tecnologías son o pueden ser afectadas en el
comportamiento futuro del pozo o campo y como estas tecnologías afectarían
los costos y ganancias durante la vida útil del sistema. Además, deberá entender
que la búsqueda de nuevos yacimientos de hidrocarburos conllevará
irremediablemente al establecimiento de nuevas fronteras, especialmente en el
área de levantamiento artificial. En los últimos años, la producción en pozos
costa afuera (aguas profundas) ha creado una serie de nuevos métodos de
levantamiento artificial. Métodos que consideran el uso de equipo de
levantamiento aguas arriba del cabezal del pozo, el cual se encuentra ubicado
(algunas veces) en el fondo del lecho marino.
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La versatilidad de estos métodos de levantamiento se hace elocuente en
el uso de sistemas informáticos en línea, que facilitan su operatividad sin
necesidad de estar presente en el área y permiten regular la producción,
controlar sus datos, cuidar y supervisar el comportamiento de la infraestructura
subsuelo/superficie de manera automática y sin la supervisión de un gran
número de profesionales.