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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.