Procedimiento de Potencial de Producción

Tipo de normativa: PROCEDIMIENTO

Ámbito de aplicación: Repsol YPF AB

Propietario:PRODUCCIÓN DE FONDO STAFF TÉCNICO

Título:PROCEDIMIENTO PARA LA APLICACIÓN DE POTENCIAL DE PRODUCCIÓN

Código: Revisión:EMISION ORIGINAL

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I. OBJETO

1. Establecer los conceptos y el procedimiento para la asignación y revisión del potencial de

pozos productores. Los mismos servirán de base para:

Cuantificar los niveles máximos de Potencial de Producción sustentable, como base

de referencia para la estimación de los compromisos de Producción.

Considerar en los compromisos de Producción, las características y eficiencias

naturales de la infraestructura de producción subsuelo superficie instalada.

Incluir las características y problemas estadísticos y técnicos inherentes al proceso de

producción y Comportamiento de los Reservorios.

Incluir los programas de mantenimiento de las instalaciones.

2. Establecer bases estándares, uniformes y homologadas, para el cálculo de indicadores

de gestión de reservorio, de producción y monitoreo de compromisos de producción.

II. ÁMBITO DE APLICACIÓN

Aplicable en la Dirección de Exploración y Producción de Argentina y Bolivia.

III. NORMATIVA SUPERIOR DE REFERENCIA

No existe una normativa superior de referencia a nivel RepsolYPF ABB.

IV. NORMATIVA DEROGADA

Se derogan todas las normativas locales o regionales a nivel Argentina y Bolivia que hayan sido

emitidas en relación al cálculo de potencial de pozo.

V. VIGENCIA

Este procedimiento entrara en vigor a los cinco (5) días hábiles a partir de su aprobación y

posterior publicación en el SNGT.

VI. DISPOSICIONES GENERALES O TRANSITORIAS

Las directrices, procedimientos y criterios emitidos anteriormente y aquellos referidos a

cualquier procedimiento en el ámbito de esta aplicación, tanto local como regionalmente,

I. Torres D.H. Vásquez 12 04 23

Validación Aprobación Validación Aprobación D M AD E&P ABB DGU Fecha

SI ESTE DOCUMENTO ESTÁ IMPRESO, ES UNA COPIA NO CONTROLADA






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quedan totalmente sustituidas a partir de la vigencia de la presente ya que sus contenidos,

aplicaciones y mejores prácticas han sido incluidas y homologadas en el presente documento.

VII. ÍNDICE

1. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS

2. CONSIDERACIONES PREVIAS

3. RESPONSABILIDADES

4. FASES DEL PROCESO

5. DOCUMENTOS DE REFERENCIA

6. ANEXOS

7. REGISTROS

VIII. CONTENIDO









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1. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS

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 (J): 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 (Pwfc): 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 (Qc): 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 (AOF): 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.

Disponibilidad límite de reservorio (Qlim): 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.









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La disponibilidad límite de reservorio siempre deberá ser el objetivo de producción, al

momento de diseñar el sistema de extracción; desde el proyecto de perforación de un

pozo y durante su vida productiva, hasta su abandono o reconversión a pozo inyector.

En pozos produciendo en condición de “golpe de fluido”, con la bomba colocada a

profundidad media de punzados o por debajo de ellos, y con presión de entre columna

con valor despreciable, la disponibilidad limite de reservorio se considera igual al potencial

absoluto (AOF); siempre y cuando esta condición de producción no dañe al reservorio.

Potencial de pozo (Pp): 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 (Qact): es el caudal de producción total actual del pozo, y se

corresponde con el último control de producción validado.

Controles validados (Cv): 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”. El concepto y continuidad del uso de control merma será sometido a revisión

posteriormente, en función de la aplicación del concepto de potencial.









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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:

o El valor de la merma se mantiene en la contabilidad del pozo, durante el tiempo de

paro.

o El valor de la merma deberá ser restado al potencial del pozo, al calcular la perdida

localizada.

Potencial de Producción (Pt) de un Área, UE, etc.: 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:

o Se considerará como potencial disponible, el potencial de todo pozo que pueda ser

incorporado a producción dentro de los siguientes de tres meses.

o 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 diagnostico.

Contribuciones al Potencial en un Área, UE, etc.: 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. Entre estos se encuentran los

siguientes:

o Contribuciones por pozos nuevos perforados, puestos a producción.

o Contribuciones por reparación de la formación, puestos a producción.

o Contribuciones por reactivación de pozos inactivos, puestos a producción.









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o Ajustes incrementales de potencial en pozos activos, producto del cambio de métodos

de extracción.

o Otros: cualquier contribución por actividad ejecutada en pozos diferente a las anteriores

que contribuye con potencial adicional.

Pérdidas de Potencial en un Área, UE, etc.: Son todas aquellas reducciones de

potencial de producción de pozos, incluidos en la lista de pozos contribuyentes como

consecuencia de:

o Incremento en el porcentaje de agua y sedimento o finos, en el pozo.

o Reducción de la presión de formación, en el pozo.

o Ajustes de potencial como por ejemplo: la implantación de tasa crítica del reservorio ó

Presión de Fondo Fluyente de Ley.

o Presencia permanente e irreversible de daño de formación.

o Producción no económica.

o Cualquier otro proceso inherente al reservorio.

Bajo ningún aspecto, el cierre de pozos por mercado (demanda), deberá considerase

como perdida de potencial.

Producción disponible (Pd) de un Área, UE, etc.: Es la sumatoria de la producción

recibida en las baterías y USP de un área operativa, Unidad Económica, etc., de los pozos

que contribuyeron a producción en el período determinado de análisis.

Producción bombeada (Pb) de un Área, UE, etc.: 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 caudalímetro

o cualquier otro medio, y debe considerar el margen de error del instrumento de medición.

Producción retenida (Pret) de un Área, UE, etc.: 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 (ΔPret) de un Área, UE, etc.: Es la diferencia entre la

producción disponible y la producción bombeada de un área de operación, Unidad

Económica, etc., en el periodo de análisis (variación de Existencia):

ΔPret = Pd – Pb









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Esta definición aplica de igual forma a nivel de batería o USP.

Potencial Cerrado por Mercado (PCM) de un Área, UE, etc.: 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 (Pf) de un Área, UE, etc.: 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 (Pdif) de un Área, UE, etc.: 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; en el periodo de análisis:

Pdif = Pt – Pf – PCM – ΔPret

En la producción diferida de un área se encuentran varios renglones, a saber:

Mermas de pozos.

Perdidas Localizadas.

Mermas por Transferencia.

Perdidas No Localizadas.

o Mermas (M): 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 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.

o Pérdidas Localizadas (PL): 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.









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o Mermas por Transferencia (MT): 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.

o Pérdidas No Localizadas (PNL): 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; en el

periodo de análisis:

PNL = Pt – Pf – P.C.M. – ΔPret – PL – M – MT

En las Perdidas No Localizadas se incluye el factor de campo, consecuencia de la

diferencias de producción de los pozos respecto a su control, al estar conectados al

separador de producción, y también consecuencia de la apreciación del sistema de

medición de los pozos.

Declinación total (Dt): Es la pérdida de capacidad productiva de un pozo o reservorio.

Tiene dos componentes: uno relacionado con la energía natural del reservorio y su

mecanismo de empuje o producción, y otro relacionado con pérdida de capacidad de la

infraestructura subsuelo superficie del reservorio. De esta forma se puede decir que la

declinación puede ser:

o Declinación energética (De): Es la pérdida de capacidad productiva del reservorio

por efectos de reducción de energía de su mecanismo de empuje (agotamiento de la

presión en reservorios volumétricos, disminución del volumen de hidrocarburos por

efectos de la entrada de fluidos indeseables como agua y/o gas en proyectos de

inyección de esos fluidos, entrada de agua en reservorios con empuje hidráulico,

etc.). Todos los reservorios se agotan y parte de su declinación es visible y

detectable en algunos pozos, normalmente contabilizadas como parte de perdida de

potencial. Otra parte es imperceptible, la cual se distribuye generalmente en todos los

pozos y se asigna a través de valores estadísticos.

o Declinación Mecánica (Dm): Es la pérdida de la capacidad productiva de un

reservorio como consecuencia de la pérdida de infraestructura de subsuelo

(principalmente la pérdida de potencial por la pérdida total de pozos, intervalos de









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punzados, etc. por razones mecánicas) y pérdida de la infraestructura de superficie

(daños de caños, sistemas con altas presiones económicamente no atractivas de

corregir, etc.). Normalmente contabilizadas como parte de pérdida de potencial.

Los procedimientos generales para el cálculo de las declinaciones totales, energético y

mecánico serán los establecidos en informe técnico que se emitirá sobre el tema.

ABREVIATURAS

Índice de Productividad = JCurva de Afluencia = IPRPresión de fondo fluyente = PwfPresión de fondo fluyente de Ley = PwfleyPresión de fondo fluyente crítica = PwfcPresión de fondo fluyente limite = PwflimTasa de Flujo Critica = QcDisponibilidad límite de Reservorio = QlimProducción actual del pozo = QactPotencial Absoluto = AOFPotencial de Pozo = PpPotencial de pozo - petróleo = PppPotencial de pozo - agua = PpaPotencial de pozo - gas = PpgPotencial de pozo - liquido = PplPotencial de pozo - total (liquido + gas) = PptPotencial de un área, UE = PtPotencial Cerrado por Mercado = PCMProducción disponible de un área, UE = PdProducción bombeada de un área, UE = PbProducción retenida de un área, UE = PretVariación de producción retenida = ΔPretProducción fiscalizada de un área, UE = PfProducción diferida de un área, UE = PdifPérdidas localizadas = PLPérdidas no localizadas = PNLMermas = MMermas por transferencia = MTDeclinación total = DtDeclinación energética = DeDeclinación mecánica = Dm

2. CONSIDERACIONES PREVIAS

2.1.Sistemas Informáticos: El sistema informático repositorio de la información de

producción, TOW o cualquier otro que en el futuro se adopte como oficial, debe









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contener los campos necesarios para el registro de los datos asociados a los conceptos en

este Procedimiento. Se debe incluir la producción total de los fluidos producidos por los

pozos (agua, petróleo y gas), los rubros y subrubros homologados de Pérdidas y Estados

de Pozos que permitan su adecuado manejo para diagnóstico de la variación de la

producción respecto al potencial, efectuar análisis estadísticos y gestión del área de

reserva al nivel jerárquico mas bajo en términos prácticos. Esta clasificación debe ser está

establecida y homologada a todas las áreas operativas.

2.2.Aplicaciones Técnicas:

Las aplicaciones de informática y softwares son los oficialmente aprobados por Repsol

YPF y variarán cuando estos se modifiquen. Así, como referencia a los softwares

aprobados a la fecha, se tiene:

El software Oil Field Manager (OFM) y el Sahara son la base para el cálculo de las

declinaciones.

El software para diseños, análisis y diagnósticos de la infraestructura subsuelo

superficie es el oficialmente aprobado y estandarizado por Repsol YPF. Algunos

casos muy específicos pudiesen requerir software diferente al nombrado.

El software para el cálculo de las curvas de fluencia e índice de productividad será el

referenciado en el reporte en el informe técnico que editara para dicho cálculo.

2.3.Desviaciones de la producción respecto Valor del Potencial:

Se considera que un pozo presenta una desviación de su producción con respecto al valor

establecido como su potencial, cuando el valor de los variables medidas en el control

validado difiere del potencial asignado en un porcentaje acordado. Cuando un pozo

presente desviación respecto a su potencial, se debe analizar su comportamiento para

identificar mermas, pérdidas o incrementos, diagnosticarlos e identificar las posibles

causas de la desviación y prograrmar de requerirlo, un trabajo para restituir o incrementar

la producción.

Dado que los valores que resultan del proceso de controlar pozos esta afectado por la

apreciación y exactitud de los instrumentos y/o aparatos de medición de controles, como

primera aproximación para la instalación del proceso, se considerará que un control

presenta una desviación respecto al potencial cuando se cumplen las siguientes

condiciones:









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Pozos Tipo A: Son aquellos pozos de una Zona de Producción, cuya sumatoria del

potencial de producción neto, ordenados de mayor a menor representa el 50 % del

potencial neto de dicha Zona de Producción. Se considera que un control está desviado

respecto al potencial, cuando el valor de los variables medidas en el control validado

difiere en 5 % del valor del potencial asignado.

Pozos Tipo B: Son aquellos pozos de una Zona de Producción, cuya sumatoria del

potencial de producción neto, ordenados de mayor a menor representa el siguiente 30 %

del potencial neto de dicha Zona de Producción. Se considera que un control está

desviado respecto al potencial, cuando el valor de los variables medidas en el control

validado difiere en 5 % del valor del potencial.

Pozos Tipo C: Son aquellos pozos de una Zona de Producción, cuya sumatoria del

potencial de producción neto, ordenados de mayor a menor representa el siguiente 20 %

del potencial neto de dicha Zona de Producción. Se considera que un control está

desviado respecto al potencial, cuando el valor de los variables medidas en el control

validado difiere en 10 % del valor del potencial.

Esta clasificación y valores serán revisados en función de la adecuación de la capacidad

de medidas de las baterías y USP, a las mejores prácticas.

Las estimaciones anteriores están basadas en la premisa que si sucede el peor de los

casos (que las desviaciones estén en el rango mínimo fijado) el valor total de la producción

disponible con respecto al potencial debe estar en el orden del 94,0 % lo cual se estima es

un valor aceptable de eficiencia operativa para iniciar el proceso de asignación del

potencial. En la medida que estos valores se fijen por campo / yacimiento y se disponga

de una estadística válida, los valores anteriores se ajustarán tomando en consideración

factores tales como la apreciación de los instrumentos de medida, etc.

Con la finalidad de mantener un monitoreo eficiente y efectivo de la producción de todos

los pozos de cualquier área, los ingenieros de producción deberán programar sus

instalaciones de forma tal que todos los pozos puedan ser medidos (controlados) por lo

menos una vez al mes, con lo cual la clasificación anterior deja de tener efecto y se tomará

como desviación del potencial cuando la producción difiera mas del 5 %.

3. RESPONSABILIDADES

Gerente de Área:









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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.

Diseñar los sistemas de extracción, teniendo como objetivo de producción la disponibilidad

limite 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 los softwares

respectivos, a fin de efectuar el diagnostico 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 mas 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.

Calcula las declinaciones total, mecánica y energética de cada reservorio.

Justificar técnicamente las variaciones de potencial de los pozos.

Staff Técnico Producción de Fondo:









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Evaluar las observaciones efectuadas a la implantación de los procedimientos establecidos

en este manual, originadas en las Gerencias de Área.

Monitorear la validez de este Procedimiento y diseñar y proponer su adaptación y ajuste de

ser necesario.

4. FASES DEL PROCESO

4.1.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 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 de

campo con esas tareas asignadas.

4.2.Análisis de los datos de Producción:

El ingeniero de producción debe:

o Analizar los datos generados en el programa de monitoreo (controles, cartas

dinamométricas, tubing y casing well head pressure, nivel de fluidos, etc.) y

compara los controles validados contra el potencial del pozo:

o Determinar la existencia o no de merma ó perdida localizada (ver definiciones para

su cálculo), y en caso de que las hubiere:

o Diagnosticar el pozo mediante el cotejo de las condiciones reales de operación en

los softwares respectivos.

Cualquier desviación presente, generará la necesidad de programar una acción para

restablecer la producción diferida (si la hubiere), o revisar el potencial vigente del pozo.

Se establece que un pozo esta produciendo técnicamente dentro un rango de

desviación aceptado, cuando el resultado de las valores de los controles validados de

un pozo en un período de análisis, se encuentran dentro de los límites establecidos en

el aparte 2.3. Para pozos productores que presenten desviaciones y tengan una

producción actual importante queda a criterio del equipo de ingenieros de producción y

reservorio programar una acción para intervenir el pozo, considerando el valor









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económico a generar y el riesgo operacional inherente en el tipo de intervención

requerida. La decisión final sobre estos casos, debería ser consultada a al Gerente del

Área de ser necesario. Cuando la decisión fuese mantener el pozo produciendo bajo

las condiciones actuales, no se debe reducir o modificar el potencial.

El ingeniero de reservorio debe:

o Analizar los datos generados en el programa de monitoreo y diagnosticar y revisar

la capacidad actual de fluencia o IPR de la formación.

o Verificar y medir el cumplimiento del plan de explotación del reservorio.

o 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.

4.3.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, 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 (mensual o cuando sea necesario) para esta tarea. En tal sentido,

se fijan las siguientes pautas:

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 mas representativo que deban tener según la clasificación

establecida y carguen los mismo en TOW.









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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 mas 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:

o Pozos perforados, reparados, recompletados, etc. de incorporación de potencial

reciente, con controles validados cuyo comportamiento de producción muestre que

no se han estabilizado.

o Pozos con controles validados con desviación a las establecidas en el aparte 2.3.

o Pozos de interés especial.

4.4.Validez del potencial asignado a un pozo: Uno de los objetivos del ejercicio de potencial

es 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 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 y maximizar el valor a generar dentro de las pautas del plan de

explotación.

4.5.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









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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 2

meses 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 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 reas 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.

4.6.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 YPF AB









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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 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.

4.7. 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. Los indicadores de gestión basados en el potencial serán los

establecidos en el manual que se editará para regular el tema.

Los indicadores de gestión se deben calcular a inicio y fin de mes, así como un promedio

mes. Los valores de inicio y fin se usan para analizar comportamiento puntual y los valores

promedio para cifras estadísticas de gestión, valores de costos, comparación de

presupuesto etc. Los valores promedios se calculan según el siguiente procedimiento:

Potencial a fin de un período (Ptf): Conocido el potencial al inicio de un período

(Pti), un mes por ejemplo, se calcula el potencial al final del período con la siguiente

relación:

Ptf = Pti + Contribuciones al Potencial – Perdidas de Potencial

– Declinación Energética (*) – Declinación Mecánica

(*) No perceptible a nivel de pozos productores. Normalmente se obtiene de estadísticas.









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Potencial Promedio de un período (Ptp): Es el promedio aritmético entre el Potencial

al inicio y al fin de un período. Para un período de un mes la relación sería:

Ptp = (Ptf + Pti) / 2

Validación de la producción fiscalizada en función del balance de potencial de un

Área, UUEE, etc.:

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 a continuación:

Los cálculos de ambos métodos deben generar resultados cuya desviación debe ser

del orden de más o menos 1 a 2 %.

Igualmente, este análisis nos permite realizar compromisos de producción más acorde

con la realidad, una vez que se han establecido por estadísticas las diferentes variables

que intervienen.

5. DOCUMENTOS DE REFERENCIA

No se referencian documentos.









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6. ANEXOS

No se anexan documentos.

7. REGISTROS

Se refiere a los registros exigidos por los diferentes Sistemas de Gestión y/o susceptibles a ser

auditables.




Procedimiento de Potencial de Producción

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